Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Разработка методов обоснования производительности горизонтальных нефтяных скважин при различных формах зоны дренирования

Диссертация: Разработка методов обоснования производительности горизонтальных нефтяных скважин при различных формах зоны дренирования
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

В большинстве случаев горизонтальные скважины бурятся без соответствующего обоснования их конструкций: длины и диаметра горизонтального ствола и фонтанных труб, его профиля в пределах продуктивного интервала, расположения ствола по толщине и относительно контуров зоны дренирования с учетом емкостных и фильтрационных свойств вскрываемых пропластков, степени загрязнения призабойной зоны… Читать ещё >

Разработка методов обоснования производительности горизонтальных нефтяных скважин при различных формах зоны дренирования (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • Глава I. Состояние изученности теоретических основ обоснования* производительности горизонтальных скважин при? различных формах зоны дренирования для освоения нефтяных месторождений
    • 1. 1. Степень изученности влияния различных факторов на производительность горизонтальных нефтяных скважин
    • 1. 2. Определение производительности многоствольно-горизонтальных скважин
    • 1. 3. Анализ отечественного и зарубежного опыта разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин
  • Глава II. Разработка аналитических методов по определению производительности горизонтальных скважин с учетом влияния различных факторов
    • 2. 1. Факторы, влияющие на производительность горизонтальных нефтяных скважин на примере нефтяной залежи Карачаганакского месторождения
      • 2. 1. 1. Сравнение дебитов нефти горизонтальных скважин полученные при идентичных параметрах пласта различными методами
      • 2. 1. 2. Влияние толщины пласта
      • 2. 1. 3. Влияние проницаемости и депрессии на пласт на производительность скважины
      • 2. 1. 4. Влияние асимметричного расположения горизонтального ствола при различных параметрах анизотропии пласта
      • 2. 1. 5. Влияние расстояние до контура питания полосообразного фрагмента залежи на производительность горизонтальной нефтяной скважины
      • 2. 1. 6. Влияние асимметричности расположения горизонтального ствола по толщине полосообразного фрагмента залежи на производительность скважины
    • 2. 3. Определение предельного безводного дебита горизонтальной нефтяной скважины, вскрывшей залежь с подошвенной водой
      • 2. 3. 1. Метод определения С?" Алиева З. С
  • 21 312 Определения О, без с использованием формулы Л обЫ Б .Б
    • 2. 3. 3. Метод определения 0″ без предложенный Giger Б. М
    • 214. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших неоднородные многообъектные залежи
    • 2. 5. Метод определения текущей длины горизонтального участка нефтяной скважины в условиях истощения залежи
  • Глава III. Определение производительности горизонтальной скважины, вскрывшей фрагмент нефтяной залежи, имеющей форму сектора
    • 3. 1. Анализ и состояние изученности работ по определению производительности горизонтальной скважины, вскрывшей неполностью фрагмент нефтяной залежи в виде сектора

    3.2 Теоретические основы определения производительности горизонтальной нефтяной скважины при равномерно-веерном размещении в пласте круговой формы с учетом влияния различных геологических, технических и технологических факторов.

    3.3 Создание модели фрагментов кругового нефтяного пласта в виде сектора, вскрытого горизонтальными скважинами при их числах равных п=8, 12 и 16 единиц.

    3.4 Анализ результатов математических экспериментов по определеншо зависимостей между относительными дебитами и вскрытием горизонтальными скважинами секторов с различными емкостными и фильтрационными свойствами.

    3.5 Аналитический метод оценки производительности горизонтальной скважины, неполностью вскрывшей фрагмент залежи в виде сектора, с использованием результатов математических экспериментов и возможности использования результатов математических экспериментов для определения относительных дебитов горизонтальных скважин, вскрывших сектора с различными радиусами.

    3.6 Достоверность предлагаемого метода- определения производительности горизонтальных нефтяных скважин с использованием безразмерных-кривых зависимостей относительных дебитов горизонтальных скважин от полноты вскрытия или сектора кругового’фрагмента залежи при различных числах скважин.

    3.7 Влияние расстояния между начальными участками горизонтальных стволов при их равномерном веерном размещение в центре фрагмента залежи круговой формы на производительность горизонтальных нефтяных скважин.

    3.8 Анализ результатов математических экспериментов, полученных при изучении. влияния расстояния между начальными участками горизонтальных скважин на их производительность.

    3.9 Определение дебитов горизонтальных нефтяных скважин с веерным расположением в центре фрагмента залежи в виде круга неполностью вскрывшие фрагмент в виде сектора и эксплуатируемых с различными депрессиями на пласт.

    3.10 Создание модели горизонтальных нефтяных скважин с веерным расположением в центре фрагмента залежи в виде круга неполностью вскрывших фрагмент сектора и эксплуатируемых с различными депрессиями на пласт.

    3.11 Анализ результатов математических экспериментов для изучения влияния различных величин депрессий в скважинах с различными длинами дренирующих фрагмент залежи в форме сектора.

Актуальность темы

.

Бурение горизонтальных, наклонных, одно и многоярусных, многозабойных скважин для рентабельного освоения ресурсов нефти и газа является одним из наиболее значительных достижений в нефтяной и газовой промышленности. Число таких скважин с каждым годом возрастает на месторождениях с низкой проницаемостью коллекторов, с незначительной толщиной, и в шельфовой зоне. Такие скважины существенно улучшают процессы создания и эксплуатации ПХГ.

В большинстве случаев горизонтальные скважины бурятся без соответствующего обоснования их конструкций: длины и диаметра горизонтального ствола и фонтанных труб, его профиля в пределах продуктивного интервала, расположения ствола по толщине и относительно контуров зоны дренирования с учетом емкостных и фильтрационных свойств вскрываемых пропластков, степени загрязнения призабойной зоны, возможности обводнения скважин и образования глубоких депрессионных воронок.

Поэтому при выборе конструкции горизонтальных скважин необходимо учитывать, кроме размещения стволов и полноты вскрытия, величину депрессии на пласт, параметр анизотропии, профиль ствола в продуктивном интервале, возможность обводнения и т. д.

Конструктивные особенности горизонтальных скважин исключают возможность непосредственного использования разработанных для вертикальных скважин методов и технологий обоснования их конструкции, вскрытия пласта и размещения таких скважин по толщине.

С учетом этих особенностей и приближенности имеющихся методов в данной работе предложены новые более обоснованные методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин с учетом: неполноты вскрытия нефтяного пласта с различными соотношениями длины и ширины фрагмента залежи. неполноты вскрытия фрагмента залежи в виде сектора с различным числом скважин в круговом пласте. вскрытия многослойного* неоднородного5 по толщине нефтяного пласта с различными емкостными и фильтрационными свойствами пропластков горизонтальным-* стволом. возможности обводнения горизонтальных скважиш подошвенной водой и определения безводного дебита таких скважин наиболее известными в литературе методами. на базе выполнения научных исследований разработаны рекомендации для практического применения при обоснования конструкции, расположения и профиля горизонтальных стволов при их индивидуальном и кустовом размещении на структуре.

К настоящему времени практически отсутствуют аналитические методы определения производительностигоризонтальных нефтяных скважин, неполностью вскрывших фрагмент нефтяной залежи в форме сектора. В реальных условиях секторная форма зоны, дренируемой горизонтальной скважиной, имеет место при освоении шельфовых месторождений системой < горизонтальных скважин с веерным их расположением вокруг платформы. На месторождениях, находящихся на материке, также применяется^ веерное расположение горизонтальных скважин, но с меньшим их числом. Отсутствие простых расчетных формул связано с геометрической формой зоны дренированияи взаимодействием скважин при секторной форме удельной площади, приходящейся на долю каждой горизонтальной скважины. На практике, когда отсутствует информация о фильтрационно-емкостных свойствах продуктивных пластов необходимая для создания геолого-математической модели залежи и освоения ресурсов углеводородов системой горизонтальных скважин дренирующих фрагменты залежи различной формы возникает потребность в оперативной оценке их ожидаемых производительностей.

Цель диссертационной работы заключается в разработке методов определения производительности горизонтальных скважин путем создании геолого-математической модели фрагмента нефтяной залежи полосообразной и секторной формы с различными емкостными и фильтрационными — свойствами, вскрытой частично или полностью горизонтальным стволом.

— Задачи^ исследований.

1. Анализ имеющихся приближенных методов определения производительности горизонтальных нефтяных скважин* и сравнение полученных результатов расчетов дебита этими методами на примере нефтяного объекта Карачаганакского месторождения.

2. Определение предельного безводного дебита горизонтальной нефтяной скважины, вскрывшей залежь с подошвенной водой. г.

3. Разработка метода определение текущей длины горизонтального N участка нефтяной скважины в условиях истощения залежи.

4. Разработка методов определение дебитов горизонтальных нефтяных скважин с веерным расположением в центре фрагмента залежи круговой формы, неполностью вскрывших элемент этого фрагмента в виде сектора и эксплуатируемых с одинаковыми и различными депрессиями на пласт.

5. Установление влияния расстояния входа горизонтальных стволов в продуктивный пласт при их равномерном веерном размещение в центре фрагмента нефтяной залежи круговой формы на производительность горизонтальных нефтяных скважин. Научная новизна.

I ¦ Разработаны рекомендации по обоснованию производительности.

1 горизонтальных нефтяных скважин, вскрывших полосообразные фрагменты нефтяного пласта, с учетом влияния: параметра анизотропии, скин-эффекта, длины и диаметра горизонтального ствола, полноты вскрытия дренируемой зоны.

Предложен метод определения производительности горизонтальных нефтяных скважин, неполностью вскрывающих полосообразные фрагменты пласта с различным соотношением его длины и ширины. я — Предложен метод определения текущей длины, горизонтального участка нефтяной скважины в условиях истощения залежи.

Разработан графоаналитический* метод определения-производительности горизонтальной скважины вскрывшей неполностью фрагмент нефтяной залежи в виде сектора, путем использования зависимостей пепол пол от ¿-г — ^ пепол!пол с раЗЛИЧНЫМИ еМКОСТНЫМИ И фильтрационными свойствами.

Установлено влияние неидентичности депрессии на пласт в горизонтальных скважинах с равномерно-веерным размещением в фрагменте пласта круговой формы.

Установлено влияние расстояния входа в пласт горизонтального ствола от центра фрагмента нефтяной залежи круговой формы на производительность горизонтальной скважины.

Методы решения поставленных задач.

При решении поставленных задачах путем геолого-математического моделирования фрагментов нефтяных месторождений полосообразной и секторной форм использованы аналитические и численный методы систем уравнений многомерной многофазной многокомпонентной нестационарной фильтрации.

Практическая значимость.

1. Установленные закономерности влияния различных факторов на производительность горизонтальных нефтяных скважин вскрывших фрагмент залежи полосообразной формы, должны быть учтены при проектировании нефтяных месторождений с использованием таких скважин.

2. Разработанные в диссертации методы определения производительности горизонтальной скважины, вскрывшей неполностью фрагмент нефтяной залежи в виде сектора с различными емкостными 8 фильтрационными свойствами, необходимы при проектировании нефтяных месторождений с использованием горизонтальных скважин с веерным размещением.

3. Предлагаемые численные решения, полученные путем геолого-математического моделирования фрагментов нефтяных месторождений, позволяют достоверно оценить производительность горизонтальных скважин в точной постановке, с учетом их взаимодействия, нестационарности процесса фильтрации, неоднородности пласта в горизонтальном и вертикальном направлениях, влияния гравитационных и капиллярных сил, изменения забойного давления по длине ствола, свойств пористой среды и насыщающих ее флюидов. В такой постановке поставленная задача изучается впервые. Защищаемые положения.

1. Приближенный метод определения производительности горизонтальных ' нефтяных скважин, вскрывших полосообразный фрагмент неоднородных многообъектных нефтяных месторождений.

2. Метод определения влияния размеров фрагмента залежи круговой формы и полноты его вскрытия на производительность горизонтальных нефтяных скважин.

3. Метод определения производительности горизонтальной нефтяной скважины при-равномерно-веерном размещении в пласте круговой формы с учетом влияния расстояние от центра круга до входа ствола в продуктивный пласт.

4. Метод определения производительности горизонтальных нефтяных скважин с веерным расположением в круговом пласте с различными депрессиями на пласт в скважинах.

Апробация работы.

Основные результаты исследований приведенных в диссертации докладывались на следующих конференциях и семинарах:

1. На VIII Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности», РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, г. Москва, 2009 г.

2. На VIII Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, г. Москва. 2010 г.

3. На научных семинарах кафедры Р и ЭГГКМ РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, г. Москва, 2010 г.

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 8 работ, в том числе, четыре работы в изданиях, входящих в перечень рекомендованных ВАК РФ. Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, 3 глав и заключения. Общий объем работы составляет 144 страниц, в том числе 40 рисунков, таблиц 17 и списка литературы из 116 наименования.

3.12 Выводы и рекомендации.

Изучение влияния на производительность горизонтальных скважин полноты вскрытия сектора однородного пласта с использованием геолого-математических моделей позволило сделать следующие выводы.

1. Зависимости относительных дебитов горизонтальных скважин от неполноты вскрытия сектора существенно отличаются от аналогичных зависимостей, полученных ранее в работе [1] при вскрытии горизонтальным стволом полосообразного фрагмента пласта. Зависимости1 относительных дебитов горизонтальных скважин от относительного вскрытия сектора имеют выпуклость к оси абсцисс.

2. На характер изменения относительного дебита от относительного вскрытия весьма незначительно влияет проницаемость пласта. Установлено, что чем больше проницаемость пласта, тем меньше относительный дебит горизонтальной скважины, вскрывшей фрагмент месторождения в форме сектора.

3. Увеличение радиуса сектора приводит кнесущественному росту относительного дебита горизонтальных скважин. При прочих одинаковых параметрах сектора, например при к2=50 мД, «/=45°, ¿->я=15 единиц, у=0,1, относительные дебиты горизонтальной скважины при вскрытии Ь =0,734- Ь =0,467 и I =0,267 с радиусами секторов ^сеА.=3000 м и .Як.се/.=6000 м составляют: ^З000(1=0,734)=0,640- ^5000(1=0,467)=0,356- (?3000(1=0,267)=0,189 и йвооо (?=0,734)^0,656- й6000 (1=0,467)=0,392 и й6000 (1=0,267)=0,212.

4. Уменьшение угла сектора приводит к весьма незначительному изменению относительного дебита скважин. Так, например, при прочих одинаковых параметрах сектора и полноты его вскрытия Ь =0,734- Ь =0,467 и Ь =0,267 относительные дебиты при к2−50 мД, ^^=3000 м, 5д=15 единиц и «2=30° оказались $ 30о (1=0,734)=0,635- й30о (1=0,467)=0,342 и <2^(1=0,267) =0,178- а при а5=22,5° $ 22 5о (1=0,734)=0,610- <322у (1=0,467)=0,310 и (¿-225о.

1=0,267)=0,162. Из этих данных следует, что уменьшение угла сектора приводит к уменьшению относительного дебита скважин.

5. Для заданных величин радиуса сектора ЯК. ССК, параметра анизотропии V, угла сектора, а и проницаемости пласта к, изменение скин-эффекта несущественно влияет на относительный дебит горизонтальной скважины.

6. Для определения дебита горизонтальной скважины, симметрично расположенной в секторе и не полностью вскрывшей его, следует сначала определить дебит горизонтальной скважины, полностью вскрывшей сектор, по формуле (3.1). Затем из графических зависимостей, приведенных в безразмерных единицах (¿-&bdquo-(.Ьг) от Е для соответствующих величин проницаемостей, угла сектора, длин, радиуса контура сектора, найти величину (¿-г). Далее по известнымн (Ьг=Яксек) и @н (Ьг) определить (?н (?, г=Яксек)-(2н (Ьт1). Другие, более удобные возможности для определения дебита горизонтальной нефтяной скважины, вскрывшей сектор не полностью, к настоящему времени не разработаны.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

1. Расчетами при помощи приближенных методов определения производительности горизонтальных нефтяных скважин* на примере нефтяного объекта Карачаганакского месторождения установлено, что дебиты оказались неидентичными и разница в этих дебитах связана исключительно с принятой геометрией зоны дренирования.

2. Результаты расчетов показывает, что параметры пласта — к, V, АР и т. д. на производительность горизонтальной скважины влияет в меньшей степени, чем на дебит вертикальных скважин. Производительность горизонтальной скважины линейно растет с ростом депрессии на пласт, абсолютной проницаемости пласта, параметра анизотропии и толщины пласта и пропорционально снижается с ростом расстояния до контура питания.

3. Установлено, что величина дебита нефти горизонтальной скважины, вскрывшей полосообразную залежь, уменьшается при асимметричном размещении ствола скважины по толщине пласта. Перемещение ствола к кровле или подошве в одинаковой степени влияет на дебит горизонтальной скважины. При принятой величине толщины пласта /г=30 м максимальное снижение дебита горизонтальной нефтяной скважины по сравнению с дебитом симметричного расположения составляет 9,5%.

4. Установлено, что все методы указывают на увеличение предельного безводного дебита горизонтальной нефтяной скважины с ростом расстояния от ВНК к2 и длины участка горизонтального ствола. Увеличение полноты вскрытия фрагмента (длины горизонтального ствола) позволяет снизить величину депрессии на пласт и свести к минимуму возможность обводнения скважины подошвенной водой.

5. Установлено, что при снижении забойного давления до величины давления насыщения нефти газом влияние изменение вязкости и объемного коэффициента весьма незначительны и текущая длина горизонтального участка будет предопределяться в основном изменением толщины нефтенасыщенного интервала. Поэтому для сохранения дебита и депрессии на пласт на начальном уровне необходимо периодически увеличивать длину горизонтального участка.

6. Путем геолого — математического моделирования фрагмента нефтяной залежи при веерном размещение горизонтальных скважин установлено, что дебиты таких скважин в результате их взаимодействия зависят от: их числа, емкостных и фильтрационных свойств вскрываемых пластов, от полноты вскрытия сектора горизонтальным стволом и от создаваемых депрессии на пласт в этих скважинах.

7. Установлено влияние расстояния от центра фрагмента нефтяной залежи круговой формы до входа горизонтального ствола в пределах от 25 м до 100 м, при этом относительный дебит скважины увеличивается на 12%.

8. Установлено влияние величины депрессии на производительность горизонтальных нефтяных скважин с веерным расположением в круговом пласте с различными полнотами вскрытия фрагмента залежи в форме сектора.

Показать весь текст

Список литературы

  1. З.С., Шеремет В. В. Определение производительности горизонтальных, скважин, вскрывших газовые игазонефтяныепласты. М-:Изд:.Нефтьи газ, 1995:
  2. З.С., Сомов Б. Е., Чекушин В. Ф. Обоснования конструкции горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин для освоения нефтяных месторождений. М.: Изд. Техника, 2001.
  3. З.С., Бондаренко В. В., Сомов Б. Е. Методы определения: производительности горизонтальных нефтяных скважин и параметров вскрытых ими пластов. М.:.Изд. Нефть и газ, 2001.
  4. З.С., Бондаренко В.В i Руководство по проектированию, разработки газовых и газонефтяных месторождений. Изд. Печорское время- Печора, 2002.
  5. Алиев 3.С., Сомов Б. Е., Ребриков A.A. и др. Возможности оценки дебита горизонтальной газовой скважины при неполном вскрытии, фрагмента залежи- имеющий форму сектора. — М.: ВНИИГаз, 2009.
  6. З.С., Сомов Б. Е., Сейтжанов С. С. Определение: дебйтов горизонтальных скважин, работающих на различных депрессиях. Журнал, Нефть, газ и бизнес, № 10, Ч. I, 2009.
  7. З.С., Сомов Б. Е., Сейтжанов С. С. Определение дебитов горизонтальных скважин, работающих на различных депрессиях. Журнал, Нефть, газ и бизнес, № 11,4 II, 2009.
  8. З.С., Сейтжанов С. С. Метод определения текущей длины горизонтального участка нефтяной скважины в условиях истощения залежи. Журнал, Нефть, газ и бизнес, № 12, 2010.
  9. В.Е., Котенев Ю. А., Давыдов В. П. Перспективы применения горизонтальных скважин на месторождениях НГДУ «Ишимбайнефть» Журнал, Нефтепромысловое дело, № 2, 1996.
  10. К.С., Алиев З. С., Критская C.JI. и др. Исследование влияния геолого-технических факторов на производительность горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин. М.: ИРЦ Газпром, 1998.
  11. К.С., Алиев З. С., Черных В. В. Методы- расчетов дебитов горизонтальных, наклонных и многоствольных газовых скважин. Обз. информация. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. — М.: ИРЦ Газпром. — 1999.
  12. С.Н., Крапивина Г. С., Ковалев A.JI. Расчет притока к системе равномерно расположенных горизонтальных скважин. Журнал, Газовая промышленность, № 7,2003.
  13. Н.К., Абызбаев Б. И., Калинин А. Г. Совершенствование бурения горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин. Журнал, Нефтяное хозяйство, № 4, 1997.
  14. Борисов Ю. П, Пилатовский В .П., Табаков В. П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Изд. Недра, 1964.
  15. Ю.П., Табаков В. П. Определение дебита многоярусной скважины в изотропном пласте большой мощности. НГС по добычи нефти ВНИИ: Выпуск 16. М.: Гостоптехиздат, 1962.
  16. Бадовский Н: А. Рост бурения горизонтальных скважин за рубежом и его экономическая эффективность. Журнал, Нефтяное хозяйство, № 3,1992.
  17. .П., Галлямов К. К., Хмелевский М. С. и др. Строительство и эксплуатация горизонтальных скважин на Самаотлорском месторождении. Журнал, Нефтяное хозяйство, № 6, 1997.
  18. В.Г. Основные допущения и точность формул для расчета дебита горизонтальных скважин. Журнал, Нефтяное хозяйство, № 12, 1992.
  19. В.Г., Никитин Б. А. Стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной многозабойной скважине в анизотропном пласте. Журнал, Нефтяное хозяйство, № 1, 1994.
  20. А.И., Алиев З. С., Ермилов О. М. и др. Руководство, по исследованию скважин. М.: Изд. Наука, 1995.
  21. Л.В. Анализ состояния эксплуатации горизонтальных скважин в нефтедобывающей промышленности России. Журнал, Нефтепромысловое дело, № 2,1998.
  22. Л.В. Сравнение эффективности эксплуатации горизонтальной ивертикальной скважин. Журнал, Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, № 7, 1995.
  23. К.Х., Лозин Е. В., Тимашев Э. М. и др. Проектирование и реализация систем разработки нефтяных залежей с применением горизонтальных скважин. Журнал, Нефтяное хозяйство, № 12,2000.
  24. Григорян* A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными-скважинами. М.: Изд. Недра, 1969.
  25. З.Ф., Повалясь А. И. Строительство горизонтальных скважин на месторождениях Татарстана. Журнал, Нефтяное хозяйство, № 12, 1996.
  26. А.Н. Горизонтальные бурение: состояние и перспективы. Журнал, Газовая промышленность, № 10, 1997.
  27. А.Н., Крылов В. И., Михайлов H.H. Изменение состояния продуктивного пласта при вскрытии его горизонтальным стволом. Журнал, Нефтяное хозяйство, № 8, 1999.
  28. Р.В., Тиньков И. Н., Николаев В. Н. Опыт эксплуатации горизонтальных скважин на Оренбургском НГКМ в период падающей добычи. Тр. Ин-та УГНТУ. Выпуск 2. «Проблемы разработки, эксплуатации и экологии газовых и нефтегазовых месторождений». — 1998.
  29. Г. Г. Перспективы внедрения горизонтального бурения на месторождениях нефти и газа- Якутии. Тр. РАН СО Якутского ин-та геологических наук, 1993.
  30. Н.З., Юмашев Р. Х., Гилязов P.M. и др. Опыт строительства горизонтальных скважин на месторождениях АНК «Башнефть» Журнал, Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, № 3−4, 1998.
  31. О.М., Алиев З. С., Ремизов В. В. и др. Эксплуатация газовых скважин. М.: Изд. Наука, 1995.
  32. Д.Ф. Причина широкого распространения горизонтального бурения. Журнал, Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, № 3,1989.
  33. Д.Ф. Технология эксплуатации скважин с горизонтальным стволом: Журнал, Нефть, газ и>нефтехимия за рубежом, № 5, 1989.
  34. С.Н., Сомов Б. Е., Гордон В .Я. и др. Многомерная и многокомпонентная-фильтрация. -М.: Изд. Недра, 1988.
  35. Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. М.: «Грааль», 2001.
  36. А.И. Математическое моделирование разработки^ газовых месторождений горизонтальными скважинами в трехмерной постановке. Журнал, Газовая промышленность, № 7, 1997.
  37. В.И., Сучков Б. М. Секреты удмуртских нефтяников. Журнал, Нефтегазовая вертикаль, № 4,1998.
  38. В.И., Савельев В. А., Богомальный* Е.И. и др. Горизонтальное бурение и зарезка боковых горизонтальных стволов в нерентабельных скважинах ОАО «Удмуртнефть». Журнал, Нефтяное хозяйство, № 5, 1997.
  39. В.И., Богомальный Е. И., Дацик и др. Разработкаместорождений высоковязких нефтей Удмуртской республики с использованием горизонтальных скважин. Журнал, Нефтяное хозяйство, № 3, 1998.
  40. Л.Е., Гайфуллин Я. С., Рахматуллин В. У. и др. Прогноз потенциальных дебитов горизонтальных скважин по данным ГИС. НТЖ. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, № 12,1997.
  41. В.В., Григашкин В. А. Усманов A.A. и др. Технология высокоточного и скоростного строительства наклонно-направленных скважин. Журнал, Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, № 4−5, 1999.
  42. Лысенко В-Д., КозловаТ.В. К расчету дебита горизонтальных скважин. Журнал, Нефтепромысловое дело, № 6−7,1997.
  43. А.Г. Бурение горизонтальных скважин в ПО «Саратовнефтегаз» Журнал, Нефтяное хозяйство, № 7, 1993.
  44. В.П. Фильтрации к горизонтальной скважине конечной длины в пласте конечной мощности. Изв. ВУЗов Нефть и газ, № 1, 1958.
  45. В.П. Экспериментальное исследование фильтрации к горизонтальной скважине конечной длины в пласте конечной мощности. Изв. ВУЗов Нефть и газ, № 3, 1958.
  46. В.П. О дебите наклонных и горизонтальных скважин. Журнал, Нефтяное хозяйство, № 6, 1958.
  47. В.П. Расчет притока жидкости к кусту скважин с горизонтальными забоями. Труды Куйбышевского НИИ нефтяной промышленности, Выпуск 2, 1960.
  48. Р.Х., Сулейманов Э. И., Волков Ю. А. и др. Применение горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений АО «Татнефть», Журнал, Нефтяное хозяйство, № 12, 1996.
  49. Р.Х., Сулейманов Э. И., Рамазанов Р. Г. и др. Системы разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами. Материалы совещаний АО «Татнефть». — Альметьевск. 1995.
  50. М.Х., Ювченко Н. В. Опыт проектирования разработки нефтяных месторождений системами горизонтальных скважин. Тез. докл. «Разработка нефтяных и газовых месторождений: состояние, проблемы и пути их решения». — Альметьевск. — 1995.
  51. Г. И. Методы вычислительной математики. —М.: Изд. Наука, 1980.
  52. Никитин Б.А., Басниев К. С., Алиев З. С. и др. Определение производительности горизонтальных газовых скважин и параметров пласта по результатам гидродинамических исследований на стационарных режимах. М.: ИРЦ Газпром, 1999.
  53. .А., Григулецкий В. Г. Стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной скважине в* анизотропном пласте. Журнал, Нефтяное хозяйство, № 10, 1992.
  54. Полубаринова-Кочина П: Я. Задача о системе горизонтальных скважин. Archiwum mechanik sowanej v.7, 1955.
  55. Полубаринова-Кочина П.Я. О наклонных и горизонтальных скважинах конечной длины. Журнал, Прикладная математика и механика, Выпуск 1, № 20, 1956.
  56. В.П. Исследование некоторых задач фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам, пластовым трещинам, дренирующим горизонтальный пласт. Труды ВНИИГаза, Выпуск 32, М.: Гостоптехиздат, 1961.
  57. В.П. К вопросу о разработке овальных нефтяных месторождений. Определение дебитов и забойных давлений эллиптических батарей. Труды ВНИИ. М: Гостоптехиздат, Выпуск 8,1956.
  58. A.M. Нефтяная подземная гидравлика. Баку. Азнефтеиздат. 1956.
  59. Н.М., Гайнуллин К. Х., Юмашев Р. Х. и др. Бурение и эксплуатация горизонтальных скважин. Журнал, Нефтяное хозяйство, № 2, 1996.
  60. В.В., Лапердин А. Н., Маслов В. Н. Мировой опыт бурения скважины с горизонтальными забоями. Журнал, Газовая промышленность, № 3,1997.
  61. В.А. Проблемы и пути решения задач промыслово-геофизических исследований горизонтальных и крутонаклоненных скважин. Журнал, Нефтяное хозяйство, № 8, 1994.
  62. М.Л., Меркулов В. П. Определение дебита и эффективности наклонных скважин. Изв. ВУЗов Нефть и газ, № 3, 1960.
  63. С.С. Определение критического безводного дебита горизонтальной нефтяной скважины вскрывшей залежь с подошвенной водой с использованием различных методов. Журнал, Высшая школа Казахстана, Поиск. № 3,2009.
  64. Т.О., Релли Р. Х. Закачивание скважин с горизонтальным стволом на Аляске. Журнал, Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, № 3, 1990.
  65. Н.С. Горизонтальное бурение за рубежом. Журнал, Геология нефти и газа, № 12,1991.
  66. Табаков В. П, О притоке нефти к многозабойным скважинам в плоском пласте. НГС по добыче нефти ВНИИ Выпуск 13, М.: Гостоптехиздат, 1960.
  67. В.П. Определение дебита и эффективности многозабойной скважины в слоистом пласте. НТС по добыче нефти ВНИИ. Выпуск 10, М.: Гостоптехиздат, 1960.
  68. В.П. Приток жидкости к батарее наклонных скважин в слоистом пласте. НТС по добыче нефти ВНИИ. Выпуск 10, М.: Гостоптехиздат, 1960:
  69. И.А. Подземная гидромеханика. Выпуск 3, М.: ОГИЗ. 1954.
  70. Э.Б. Основы, пьезометрии залежей нефти и- газа. Киев: ГИТЛ УССР. 1961.
  71. В.А. Газогидродинамика горизонтальных газовых скважин.1 М.: Ротапринт ВНИИГаз, 2000.
  72. В.В. Определение производительности горизонтальных нефтяных скважин. Сборник научных трудов. Научно — технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в газовой промышленности. М.: ВНИИЭГазпром, Выпуск 2, 1992.
  73. А.Г., Васильев Ю. С., Семенец В. И. Горизонтальные бурение -зарубежный опыт. Журнал, Нефтяное хозяйство, № 1, 1992 .
  74. Butler R.M. Discussion of augmentation of well productivity with slant and horizontal wells. Journal of Petroleum Technology, 1992, v. 44, n.8.
  75. Bogeo J., Reisse L.H. Site Selection Remains heuto Sussess in Horisontall Well Operetions. Oil and Gas J., May, № 21, 1988.
  76. Babu D.K., Oden A.S. Productivity of a Horizontal Well. SPE 18 301, 1988.
  77. Dussert P., Santoro G., Sondet H.A. Decade of Drilling Development Paus oil in shore Ataliam Oil Filld. Oil and Gas J., February, № 29,1989.
  78. Economides M.J., Mc. Lennon J.D., Brown E. Performance and Stimulation of a horizontal well. Word Oil, v. 208, № 6, 1989.
  79. Economides M.J., Deimbacher F.X., Brand C.W., Heinman Z.E. Comprehensive simulation of a horizontal well performance. SPE 20 717, Sept. 1990.
  80. Goode P.A., Kuchuk F J. Inflow Performance Horizontal Wells. SPE Reservoir Engineering. Aug., 1991.
  81. Goode P.A., Wilkinson D.J. Inflow Performance of Partially Open Horizontal Wells. JPT, Aug., 1991.
  82. Giger F.M. Reduction du Number de Puits par L"utilisation de Forages
  83. Horizontaus. Revue de I/institut Fr. du Pet role. v. 38, № 3, May-Juin, 1983.
  84. Giger F.M. The Reservoir Engineering Aspects of Horizontal Drilling. SPE 13 024,1984.
  85. Giger F.M. Analytic Two-Dimensional Models of Water Cresting Before Breakthrough for Horizontal Wells. SPE 15 378 Reservoir Engineering. Nov., 1989.
  86. Gonzalez G., Coll C. Increasing Productivity Through Horizontal Well VLC-1184 Lower B VLC-100 Reservoir Block III Lake Mareaibo. SPE 39 073, 1997.
  87. Goodhue C., Cavit D. Dos Cuadras filed: Shallow horizontal wells breathe new life intu an oil field AAPG Bull, № 3, 1992. T. 76.
  88. Heck T J. Oil exploration and development in the Noth Dakota Williston basin: 1998−1989 update N.D. Geol. Surv. № 74, 1990.
  89. Horn M. J., Plathey D. P. Dual Horizontal Well Increase Liquids Recover in the Gulf Of Thailand. SPE 38 065, 1997.
  90. Ilsis Marruffo, Achong C. H. Reasons for a Successful Drilling of The First Horizontal Well In a Highly Productive Reservoir. SPE 35 438, 1996.
  91. Joshi S.D. Horizontal well technology. Oklahoma. 1991.
  92. Joshi S.D. Augmentation of well productivity with slant and horizontal wells. Journal of Petroleum Technology., aug. 1998, v. 40, 6.
  93. Joshi S.D., Ding W. Horizontal Well Application: Reservoir Management. SPE 37 036, 1996.
  94. Jitendra. K. Reservoir Engineering Aspects of Horizontal Well Production. ECL Petroleum Technelogies, Denver, London, 1990.
  95. Kruse D. Where are equipment prices headed. Drilling, v. 50, № 4,1989.
  96. Lindahl Georde (111), Svor T.R., Kleinsorge B.E., Drake G.E. Experience with 200 horizontal wels AAPG Bull. № 7, 1992. T. 76.
  97. Menouar Habib, Huang W. S. Horizontal Well Design In Wafra Field Ratawi Oolite Reservoirs. SPE 25 597, 1993.
  98. Morgan Graid D. Horizontal drilling for oil and gas in the Moad area / Utch.Gol. Surv.. -№ 2,1992. T. 25.
  99. Renard G.I., Dupug J.M. Influence of Formation Damage on the flow Efficiency of Horizontal Wells. Paper SPE 19 414, Louisiana 1990.
  100. Reiss L.H. Production From horizontal wells after 5 years. Journal of Petroleum Technology, № 11, 1987, v. 39.
  101. Reiman B. Zur theorie der nobilischen farbenrings. Annalen der Physik und Chemie. 1997, v. 95.
  102. Srinivasan S.T., Joshi J.M. Feasibility of Development of Marginal Fields Through Horizontal Well Technology. SPE 35 439, 1996.
  103. Survey shows success, failures of horizontal wells/W. Gregory Deskins, William J. Mc. Donald, Thomas B.Reid. Oil and Gas J. 1995. v. 93.
  104. Vo D.T., Marsh EX. Gulf of Mexico Horizontal Well Improves Attic Oil Recovery in Active Water Drive Reservoir. SPE 35 437, 1996.
  105. Wright T.R. Horizontal well drilled under in cen tive contrast. World Oil. -№ 10, 1996. T. 213.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!