автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.01, диссертация на тему:Информационно-программное обеспечение процесса гидродинамического моделирования притока жидкости к несовершенной скважине

На правах рукописи

КУЧУМОВ РУБИН РАШИТОВИЧ

ИНФОРМАЦИОННО-ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПРОЦЕССА ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРИТОКА ЖИДКОСТИ К НЕСОВЕРШЕННОЙ СКВАЖИНЕ

Специальность 05.13.01 - Системный анализ, управление и обработка

информации (нефтегазовая отрасль)

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень -2007

003052265

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» Министерства образования и науки Российской Федерации на кафедре «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи».

Научный руководитель

- доктор физико-математических наук Родионов Сергей Павлович

Официальные оппоненты

- доктор технических наук, профессор Федоров Вячеслав Николаевич

- кандидат технических наук, доцент Ахмадулин Руслан Камильевич

Ведущая организация

Научно-производственное объединение «Нефтегазтехнология», г.Уфа

Защита состоится 12 апреля 2007 г., в 17.00 часов, на заседании диссертационного совета Д212.273.08 при Тюменском государственном нефтегазовом университете, по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, БИЦ, конференц-зал, каб. 46.

С диссертацией можно ознакомиться в Библиотечно-информационном центре Тюменского государственного нефтегазового университета по адресу-625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

Автореферат разослан марта 2007 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Т. Г. Пономарева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Разработка нефтегазовых месторождений представляет собой сложную проблему, для успешного решения которой требуется применение системного подхода. Это стало особенно актуальным на современном этапе, для которого характерно существенное ухудшение структуры запасов нефти и газа. Для повышения эффективности разработки месторождений требуется создание принципиально новых подходов в области исследования и моделирования процессов разработки нефтегазовых месторождений с использованием быстродействующих компьютеров для проведения сложных вычислений геологического и гидродинамического моделирования.

Решение задачи притока жидкости к несовершенным скважинам относится к числу сложных задач подземной гидромеханики. Впервые постановка задачи и ее решение получено М. Маскетом, а всестороннее развитие она получила в работах других авторов. При решении данной проблемы широко применяется двухзонная схема притока к несовершенным скважинам, которая позволяет моделировать процесс фильтрации жидкости в пласте. Однако в результате решения задачи имеем громоздкие выражения, которые ограничивают их использование в практике и научных исследованиях.

В настоящее время теория совместного притока к совершенным скважинам разработана достаточно полно. Однако аналогичных разработок по притокам к несовершенным скважинам недостаточна. Учитывая наличие большого количества таких скважин, проблема притока подошвенной воды и верхнего газа к скважине становится важной, требующей неотложного решения. При этом необходимо оценить и учесть фильтрационные сопротивления, вызванные несовершенством скважин как по степени, так и по характеру вскрытия, а также разработать методы и способы ограничения притока подошвенной воды и верхнего газа к несовершенным скважинам и исследовать их влияние на эффективность разработки нефтегазовых месторождений.

В связи с этим решение проблемы создания эффективных инженерных методик и программных комплексов, в которых реализованы основные методы расчета физических свойств нефти, газа, породы и расчет наиболее используемых показателей разработки нефтегазового месторождения является весьма актуальной.

Цель работы. Разработать программные комплексы для информационного обеспечения процесса гидродинамического моделирования основных параметров совместного притока жидкости и газа к несовершенной скважине.

Основные задачи исследований:

1. Разработать алгоритмы и программный продукт, обеспечивающий обработку и подготовку геолого-физических параметров пласта для гидродинамического моделирования;

2. Разработать алгоритмы и программный продукт, обеспечивающий расчет основных технологических показателей разработки месторождений для выбора оптимальной реализации гидродинамической модели;

3. Провести исследования совместного притока жидкостей и газа к несовершенным скважинам по линейному и нелинейному законам фильтрации, разработать алгоритмы и программные продукты для адаптации модели нефтегазового месторождения;

4. Исследовать процессы ограничения притоков подошвенной воды и верхнего газа к несовершенной скважине, разработать методику и программные продукты для адаптации гидродинамической модели. Методы исследований и достоверность результатов. Исследования базируются на: методах моделирования фильтрации

многофазной жидкости в неоднородном коллекторе; анализе геолого-промыслового материала с использованием современных методов обработки исходной информации и зависимости показателей разработки ог природных и технологических факторов.

Решение поставленных задач осуществлялось с использованием среды разработки программного обеспечения Borland Delphi и системы трехмерного геолого-гидродинамического моделирования компании Roxar Software Solutions.

Достоверность результатов исследования базируется на сходимости фактических и расчетных показателей разработки месторождений, а также ре5ультатах гидродинамического моделирования с расчетами разработанных автором пакетами программ при выборе оптимальной реализации модели и адаптации Погрешность прогноза не превышает 10%

Научная новизна:

1. Разработана методика выбора оптимальной реализации гидродинамической модели нефтегазового месторождения;

2. Разработана методика адаптации гидродинамической модели нефтегазового месторождения с учетом несовершенства скважин и ограничения притоков подошвенной воды и верхнего газа;

3. Получено аналитическое выражение для определения зависимости давления насыщения от плотности нефти и газосодержания с коэффициентом достоверности аппроксимации R2=0,9992;

4. Установлено, что при относительном вскрытии пластов не менее 40-70% от мощности пласта и при длине интервала перфорации равной 30% от вскрытой части пласта с плотностью не менее 10 отверстий на погонный мегр, обеспечиваются минимальные значения дополнительных фильтрационных сопротивлений, вызванных несовершенством скважины

Основные защищаемые положения:

1. Структура программно-информационного обеспечения компьютерной системы трехмерного моделирования нефтегазовых месторождений на основе программного пакета компании Roxar Software Solutions;

2. Алгоритмы и программный продукт ModelingSED, обеспечивающий обработку и подготовку геолого-физических параметров пласта и расчет основных технологических показателей разработки месторождений для выбора оптимальной реализации гидродинамической модели и ее последующей адаптации;

3. Разработаны алгоритмы и программный продукт Model Analyzing Pack (MAP) состоящий из блоков:

• блок расчета параметров совместного притока жидкостей к несовершенным скважинам;

• блок моделирование процессов ограничения притоков подошвенной воды и верхнего газа к несовершенным скважинам

Практическая ценность и реализация результатов исследования:

1. Пакет программ ModelingSED позволяет уточнять и контролировать качества исходных данных для гидродинамического моделирования, а также выбрать оптимальную реализацию модели,

2 Программный продукт Model Analyzing Pack (MAP) совместно с пакетом ModelingSED позволяют провести адаптацию гидродинамической модели с учетом совместного притока жидкостей и процессов ограничения притоков подошвенной воды и верхнего газа к несовершенным скважинам;

3. Результаты диссертационной работы широко используются в учебном процессе на специальностях «Прикладная математика» и «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» со специализацией «Моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений» при изучении дисциплин: «Применение ЭВМ при разработке нефтяных и газовых месторождений», «Модели процессов и производств нефтегазовой отрасли»;

4. Результаты расчета пакетом ModelingSED использованы в ОАО "СибНИИНП" при создании фильтрационной модели Ловинского месторождения и при составлении анализа разработки Каменного месторождения.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на 3-ей Всероссийской научно-технической конференции «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» (г.Тюмень, 2002г.); региональной научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых специалистов ТюмГНГУ «Роль молодежи в развитии инновационных технологий в научных исследованиях» (ХМ АО, г.Нефтеюганск, 2006г.); региональной научно-технической конференции «Инновации и эффективность производства» (ХМАО, г. Сургут, 2006г.); научно-методических семинарах кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» ТюмГНГУ (2005-2006гг).

Публикации. По результатам исследований опубликовано 30 печатных работ, в том числе 21 научная статья и 9 тезисов докладов.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит ш введения, 3 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 136 наименований, содержит 229 страниц текста, 74 рисунка, 21 таблицу, 5 приложений.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении кратко охарактеризованы актуальность темы диссертации, цель работы, основные задачи исследований, научная новизна, практическая ценность и апробация работы.

В первом разделе приведено информационно-программное обеспечение задач гидродинамического моделирования нефтегазовых месторождений.

Существующие программные продукты гидродинамического моделирования зарубежных фирм, при всех их достоинствах, не всегда позволяют детально исследовать в явном виде процессы совместного притока жидкости, фильтрационные сопротивления при установившихся и неустановившихся притоках жидкости, а также при линейных и нелинейных законах фильтрации к несовершенным скважинам и ограничение подошвенной воды и верхнего газа при наличии экрана и без него.

Практика применения пакетов программ гидродинамического моделирования показывает, что в большинстве случаев расчетные дебиты по моделям не соответствуют фактическим значениям. Расхождение составляет в некоторых случаях до 30% и более. Это, возможно, объясняется ограниченностью и недостоверностью начальных данных при построении модели, а также недостатком программного продукта, который не позволяет исследовать процессы, происходящие в пласте вблизи несовершенной скважины. К числу таких процессов можно отнести ограничения притока подошвенной воды и верхнего газа при наличии экрана на забое скважины.

Для инженерных расчетов необходимо создать программный комплекс, в котором были бы реализованы основные методы расчета физических свойств нефти, газа и породы и наиболее используемых показателей разработки нефтегазового месторождения. Это значительно сократит время на поиск методов оценки требуемых параметров и на процесс подготовки исходных данных для построения гидродинамической модели, а также увеличит ее достоверность (реалистичность, детальность).

Разработана структура программно-информационного обеспечения компьютерной системы трехмерного моделирования нефтегазовых месторождений на основе программного пакета компании Roxar Softwaie Solutions. Для реализации этой структуры разработан пакет программ ModelingSED (Modeling System Extensions Data), состоящий из 14 независимых блоков и позволяющий проводить обработку исходных данных по физико-

химическим свойствам флюидов и породы для гидродинамического моделирования, а также оценку и адаптацию модели по технологическим показателям разработки нефтегазового месторождения.

Программно-информационное обеспечение компьютерной системы трехмерного моделирования нефтегазовых месторождений на основе программного пакета компании Roxar Software Solutions заключается в следующем:

1. имеющиеся промысловые данные по нефтегазовому месторождению обрабатываются в пакете программ ModelingSED (параметры характеризующие физико-химические свойства нефти, газа и породы),

2. исходные данные после обработки в пакете ModelingSED передаются для построения модели в гидродинамический симулятор TempestMORE;

3. формируется файл входных данных MORE состоящий из 6 секций: базовое описание модели - INPUT; свойства пластовых флюидов -FLUID; функции относительных фазовых проницаемостей - RELATIVE; параметры и геометрия сетки - GRID; начальное состояние модели -INITIALIZATION; данные о скважинах и режимах работы -RECURRENT;

4 гидродинамический симулятор TempestMORE (модель Black Oil -двухкомпонентная нефть+газ; модель EOS трехкомпонентная вода+нефть+газ) на основе начальных данных и геологической модели (RMS) рассчитывает серию реализаций гидродинамической модели месторождения;

5. пост-процессор (MORE Post Processor) пакета гидродинамического моделирования MORE готовит набор выходных файлов с технологическими показателями разработки по каждой реализации модели (вывод технологических показателей - RATE, вывод массивов -ARRAY, вывод геометрии сетки - GRID) Пост-процессор позволяет неоднократно запрашивать результаты моделирования без пересчета модели, а также он позволяет подготовить данные для визуализации графиков MORE-Graphics,

6 серию полученных реализаций модели оцениваем по технологическим показателям разработки с помощью пакета программ ModelingSED,

7 оптимальную реализацию гидродинамической модели оцениваем с помощью пакета программ Model Analyzing Pack (MAP);

8 по результатам анализа (ModelingSED, MAP), а также по фактическим данным принимается решение о необходимое i и проведения адаптации

гидродинамической модели, путем корректировки исходных данных. В случае удовлетворительной сходимости полученных результатов модель будем считать приемлемой для практической реализации. Сравнение фактических и расчетных показателей, вычисленных в пакете МосЫ^БЕО, показало, что подпрограмма пакета «Физические свойства нефти, газа и породы» дает высокую сходимость, а в подпрограмме «Технологические показатели разработки месторождений» - ошибка прогноза не превышает 10%. Аналитическое выражение, полученное автором, для определения зависимости давления насыщения от плотности нефти и газосодержания с коэффициентом достоверности аппроксимации Я2=0,9992, а также пакет программ МосЫ^БЕО рекомендуются использовать при подготовке и корректировке исходных данных, оценке оптимальной реализации и адаптации гидродинамической модели.

Второй раздел посвящен методике расчета параметров совместного притока жидкостей к несовершенным скважинам.

Исследования, посвященные совместному притоку жидкостей и газа к несовершенным скважинам, свидетельствуют о большом практическом интересе к данной проблеме при проектировании и разработки нефтяных и газовых месторождений. Приток жидкости и газа к скважине, гидродинамически совершенной по степени и несовершенной по характеру, рассматривался рядом авторов. В более точной постановке задачи М. Маскета, где формируется основной закон об оптимальном числе перфорации, рассмотрены в работах М И. Тихова и А. Л. Хейна. Ими было получено решение для определения коэффициента несовершенства в виде ряда и табулировано для различных величин степеней вскрытия и отношения /Н Вследствие значительной скорости движения газа, в призабойной зоне Е М Минским установлено, что фильтрация газа к скважине происходит не по линейному закону

Задача осложняется еще и тем, что в реальных скважинах, несовершенных по степени и особенно по характеру вскрытия, отсутствуют достоверные данные о форме и размерах несовершенства. Поэтому результаты всех аналитических исследований влияния несовершенства газовых скважин на их продуктивное 1ь сопоставляются с данными М. Маскета, В И Щурова или Г..М. Минского и 11.11. Маркова.

Больше трудности встречает строгое математическое решение задачи о притоке к несовершенной скважине и по степени и по характеру вскрытия пласта. ММ. Глоговский, изучал приток к несовершенной скважине с различными видами несовершенства. В частности, он рассмотрел очень сложную задачу о притоке жидкости к скважине, полностью обсаженной, но в различных интервалах перфорированной. Задачи такого рода со смешанными разрывными граничными условиями называют задачами Гильберта и относят к числу весьма сложных задач математической физики.

В диссертационной работе, следуя методике профессора А.П. Телкова, рассматривается более строгий подход к решению задач при совместном притоке двух или трех жидкостей с учетом не только различия в вязкостях и плотностях жидкости, но и в проницаемостях зон, анизотропии пласта и депрессии на пласт, а также к скважине с экраном на забое.

Рассмотренные алгоритмы показывают, что используемые рабочие формулы являются достаточно сложными, громоздкими и неудобными для практического применения. Использование вычислительных возможностей ЭВМ позволяет преодолеть эти трудности. Кроме того, эти алгоритмы совместно с программным пакетом ModelingSED обеспечивают адекватность реализации модели при гидродинамическом моделировании совместных притоков жидкости к несовершенной скважине.

Для решения поставленной задачи, автором разработан пакет прикладных программ Model Analyzing Pack (MAP) состоящий из 2-х блоков:

/. блок расчета параметров совместного притока жидкостей к несовершенным скважинам (второй раздел работы);

2 блок моделирования процессов ограничения притоков подошвенной воды и верхнего газа к несовершенным скважинам (третий раздел работы)

Пакет программ MAP (Блок I) использован при исследовании процесса совместного установившегося и неустановившегося притока нефти, газа и подошвенной воды к несовершенной скважине:

• процесса совместного установившегося притока нефти и подошвенной воды к несовершенной скважине;

• совместного нестационарного притока нефти и газа (воды) к несовершенной скважине;

• фильтрационного сопротивления при установившемся притоке жидкости к несовершенной скважине при линейном законе фильтрации;

• фильтрационного сопротивления при установившемся притоке жидкости к несовершенной скважине при нелинейном законе фильтрации;

• величины фильтрационного сопротивления при нестационарном притоке жидкости (газа) к несовершенной скважине.

Результаты исследования показали, что если с увеличением мощности пласта наблюдается рост весового расхода газа, то увеличение радиуса контура питания приводит к его уменьшению. Например, увеличение газонасыщенной мощности пласта на Зм увеличивает весовой расход газа на 32%, в то время, как десятикратное увеличение радиуса контура питания приводит к снижению весового расхода газа на 27%. Также установлено, что при изменении расстояния от кровли пласта до интервала перфорации (от 1 до Зм) увеличение глубины вскрытия пласта приводит к росту дебита по нефти. Например, при изменении глубины вскрытия пласта от 4 до 10м, дебит нефти растет от 3 до бОт/сут. при прочих равных условиях. Уменьшение интервала перфорации, наоборот, приводит к снижению дебита в три раза. Эти процессы связаны с глубиной вскрытия пласта и шириной интервала перфорации, что объясняется увеличением или уменьшением фильтрующей боковой поверхности скважины Изучению влияния несовершенства скважин на их производительность и определению коэффициентов несовершенства посвящены работы М. Маскета, И.А.Парного, А Л. Хейна, Е.М.Минского и др. Основная часть исследований посвящена влиянию несовершенства скважин на их производительность и определению коэффициента несовершенства при линейном законе сопротивления. Исследованиям о притоке газа к несовершенной скважине по степени вскрытия пласта при нелинейном законе сопротивления посвящено ограниченное число работ. В работах Е.М. Минского показано, что при рассмотрении задач фильтрации газа к скважине, использование линейного закона фильтрации ограничивается вследствие значительной скорости газа в призабойной зоне Следовательно, дополнительное сопротивление, обусловленное вторым слагаемым в двучленной формуле притока, должно влиять на коэффициенты фильтрационного сопротивления.

Наряду с большими достижениями в разрешении проблемы притока жидкости и газа к гидродинамически несовершенным скважинам, многие важные вопросы, связанные с инженерными расчетами коэффициентов фильтрационных сопротивлений, обусловленных несовершенством по степени вскрытия пласта, остаются мало изученными или не затронутыми. В данной работе разработан алгоритм расчета фильтрационных сопротивлений, вызванных несовершенством скважин и пакет программ, используемый при моделировании разработки нефтегазовых месторождений.

Данный пакет программ использован для расчета и исследования фильтрационных сопротивлений при установившимся и неустановившимся притоке жидкости к несовершенной скважине с экраном на забое и без него по линейному и нелинейному закону фильтрации. Результаты исследования показали, что уменьшение относительного вскрытия мощности пласта приводит к увеличению дополнительных фильтрационных сопротивлений, обусловленных несовершенством скважин, наличием экрана и перфорации. Дополнительное фильтрационное сопротивление, обусловленное экраном на забое, сильно зависит от отношения радиуса экрана к толщине пласта (Ьо, м). Чем больше это отношение, тем выше и сильнее его влияние на суммарное фильтрационное сопротивление.

Установлено, что дополнительные фильтрационные сопротивления, обусловленные экраном, возрастают с увеличением его размеров и особенно резкое увеличение наблюдается при вскрытии пластов (Ь, м) менее 30%. При больших относительных вскрытиях пластов роль экрана в суммарном значении фильтрационного сопротивления снижается. Зависимости дополнительных

фильтрационных сопротивлений от относительного вскрытия пласта ( —) при

И„

различных отношениях нефтенасыщенной мощности к радиусу скважины (—) и экрана (—) показали, что фильтрационные сопротивления С, и С->,

I,

вызванные несовершенством скважин, растут. Особенно резкое увеличение С| наблюдается при относительных вскрытиях пласга —<0,4. Эта оценка может

К

быть использована для выбора оптимальных величин вскрытия пласта с подошвенной водой или газовой шапкой. При относительном вскрытии

мощности пласта — <0,5 наблюдается сильное расхождение значений Л„

дополнительных фильтрационных сопротивлений С| и Это связано с тем, что функция фильтрационного сопротивления C| обусловлена линейным законом фильтрации, а функция С2 - нелинейным законом. Установлено, что

увеличение отношения — приводит к кратному увеличению дополнительных

фильтрационных сопротивлений.

Адаптация гидродинамической модели при совместном притоке нефти (газа) и подошвенной воды к несовершенной скважине проводится по общей близости следующих параметров: QH - действительный расход нефти; Q0 -действительный расход воды; Q, - действительный весовой расход газа О.; hlip -расчетное текущее значение высоты нефтенасыщенной зоны на контуре дренирования, м, - расчетное текущее значение высоты водонасыщенной зоны на контуре дренирования, м; дополнительные фильтрационные сопротивления С, и С2 при наличии экрана и без него и С0, обусловленного перфорацией

Третий раздел посвящен моделированию процессов ограничения притоков подошвенной воды и верхнего газа к несовершенным скважинам.

Для исследования безводного периода эксплуатации несовершенной скважины при наличии экрана на забое и без него разработан пакет программ MAP (Блок 2):

• ограничения притока подошвенной воды и увеличения безводного периода работы несовершенной скважины, дренирующей водонефтяную зону нефтегазовой залежи;

• ограничения притока подошвенной воды и увеличения безводного периода работы несовершенной скважины, дренирующей нефтяной пласт (оторочку), с произвольным расположением непроницаемого забойного экрана;

• ограничения прорыва подошвенной воды и верхнего газа созданием жесткого непроницаемого экрана в пакете MAP;

• ограничения прорыва подошвенной воды и верхнего газа созданием жесткого непроницаемого экрана и увеличением предельного безводного и безгазового дебита

Пока юно, что с увеличением глубины вскрытия пласта наблюдается

уменьшение безводного периода эксплуатации скважин ('Г/t,). Аналогичная картина также имеет место с ростом мощности пласта. Например, при увеличении мощности пласта от 20м до 30м безводный период

эксплуатации уменьшается на 30%. А при увеличении глубины вскрытия пласта от 15 до 18м уменьшение величины ТА] составляет около 20%.

Установлено, что величина ТЛ) показывает, что наличие экрана позволяет значительно увеличить продолжительность продвижения воды от подошвы до верхней границы экрана. Подтверждением этому является то, что величина ТЛ0 порядка 8 раз больше, чем ТА) при прочих равных условиях.

Кроме того, время безводной эксплуатации с экраном имеет тенденцию уменьшения при значительном увеличении интервала перфорации. Однако с приближением экрана к забою и с увеличением радиуса питания безводный период эксплуатации скважин увеличивается, из-за уменьшения охвата пласта заводнением. Поэтому к выбору места расположения экрана необходимо подходить с учетом реальных особенностей, обеспечивающих наибольшее извлечение нефти из пласта.

Результаты исследования показали, что с увеличением подвижности нефти в пласте предельный дебит растет. Например, при подвижности нефти в пласте равной 10 м2/Пас и мощности пласта 20м дебит скважины без экрана составляет 75 .м3/сут., а с экраном - 12,5 м3/сут. Такая разница во многом зависит от толщины экрана.

Предельный дебит скважины с экраном также растет с увеличением мощности пласта. Например, при мощности пласта 20м и глубине вскрытия пласта Юм предельный дебит составляет бОт/сут. При этом с увеличением глубины вскрытия пласта дебит скважины снижается. Вскрытие пласта на всю мощность приводит к уменьшению предельного дебита скважины с экраном до отрицательных значений.

Таким образом, предельный безводный дебит скважины без экрана и при наличии его растет с увеличением мощности пласта. Такая зависимость предельного дебита от нефтенасыщенной мощности объясняется тем, что увеличение последней замедляет поднятие конуса воды, обусловленного напором подошвенных вод, то есть большая мощность пласта Ь(| требует больше времени для достижения забоя скважины конусом воды.

Адаптация гидродинамической модели при моделировании процессов ограничения притоков подошвенной воды и верхнего газа к несовершенным скважинам проводится по общей близости следующих параметров: К'л и К'п коэффициенты относительных фазовых проницаемое!ей для воды и нефти; 1„ -бе 5ВОДПЫЙ период эксплуатации бе! экрана; Т - бе!водный период

эксплуатации при наличии экрана; t, - время продвижения частиц воды от подошвы до верхней границы экрана; t, - время движения частицы воды от подошвы до забоя скважины; t - продолжительность водного периода эксплуатации скважины и дебит воды Qa; дебит нефги Q„ и воды Q„ при совместном притоке; дополнительные фильтрационные сопротивления С| и С?; дебит скважины при наличии экранов и без них (нефтяные и газовые скважины).

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Разработана система программно-информационного обеспечения трехмерного моделирования нефтегазовых месторождений на основе программного пакета компании Roxar Software Solutions и программного комплекса ModelingSED, состоящий из 14 независимых блоков, объединенных под общим меню.

2. Сравнение фактических и расчетных показателей вычисленных в пакете ModelingSED показало, что подпрограмма пакета «Физические свойства нефти, газа и породы» в подавляющем большинстве случаев дает высокую сходимость, а в подпрограмме «Технологические показатели разработки месторождений» - ошибка прогноза не превышает в среднем 10%. Поэтому пакет программ ModelingSED рекомендуется использовать при подготовке и уточнении исходных данных, оценке оптимальной реализации и при адаптации гидродинамической модели.

3. Получено аналитическое выражение для определения зависимости давления насыщения от плотности нефти и газосодержания с коэффициентом достоверности аппроксимации R2=0,9992.

4. Разработаны алгоритмы и программный продукт Model Analyzing Pack (MAP) на языке программирования Borland Delphi состоящий из блоков.

• блок расчета параметров совместного притока жидкостей к несовершенным скважинам для моделирования: процессов стационарного и нестационарного притоков нефти и газа (веды) к несовершенной скважине; фильтрационного сопротивления при установившемся притоке жидкости несовершенной скважине по линейному и нелинейному законам фильтрации, а также при нестационарном притоке жидкости (газа);

• блок моделирование процессов ограничения притоков подошвенной воды и верхнего газа к несовершенным скважинам

для решения задач по ограничению притоков подошвенной воды, дренирующей водонефтяную зону нефтегазовой залежи с забойным экраном и без него, а также прорыва подошвенной воды и верхнего газа при жестком непроницаемом экране.

5. Установлено, что для снижения дополнительных фильтрационных сопротивлений, вызванных несовершенством скважины, необходимо обеспечить относительное вскрытие пластов не менее 40-70% от мощности пласта, при длине интервала перфорации равной 30% от вскрытой части пласта с плотностью не менее 10 отверстий на погонный метр.

6. В пластах большой мощности с увеличением глубины вскрытия установлено уменьшение безводного периода эксплуатации скважины с экраном (T/t|). При увеличении мощности пласта от 20 до 30м безводный период эксплуатации уменьшается на 30%, а при увеличении глубины вскрытия пласта от 15 до 18м уменьшение - составляет около 20%. Наличие экрана позволяет значительно увеличить продолжительность продвижения воды от подошвы до верхней границы экрана, так как величина T/t0 порядка 8 раз больше, чем T/tj при прочих равных условиях.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1 Яшин A.A. Численное моделирование течения газонефтяной смеси в вертикальных трубах / Кучумов Рубин Р., Муфтахутдинова Э.Б. // Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий Материалы 3-ей Всерос. науч.-техн конф. ТюмГНГУ -Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2002.-е. 101-103.

2. Яшин А А. Моделирование течения газонефтяной смеси в вертикальных трубах / Кучумов Рубин Р., Муфтахутдинова Э.Б. // Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и rasa на основе современных информационных технологий Материалы 3-ей Всерос науч -техн. конф. ТюмГНГУ. -Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2002.-c.99-101.

3. Кучумов Рубин Р. Алгоритмизация и численное моделирование фильтрационного сопротивления при установившемся притоке жидкости к несовершенной скважине при линейном законе фильтрации // Сб. науч

тр. «Алгоритмизация и моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений», Вып. 1. -Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2005.-с.25-36.

4. Кучумов'Рубин Р. Алгоритмизация задачи по расчету фильтрационного сопротивления при стационарном притоке газа к несовершенной скважине при нелинейном законе фильтрации // Сб. науч тр. «Алгоритмизация и моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений», Вып. 1. -Тюмень. Изд-во «Вектор Бук», 2005 -с.36-50.

5. Кучумов Рубин Р. Алгоритмизация и численное моделирование величины фильтрационного сопротивления при нестационарном притоке жидкости (газа) к несовершенной скважине // Сб. науч. тр. «Алгоритмизация и моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений», Вып. 1. -Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2005.-с.50-56.

6. Кучумов Рубин Р. Алгоритмизация задачи расчета времени безводной эксплуатации скважин при разработке водонефтяных и газонефтяных залежей / Кучумов Рубин Р., Новоселов C.B. // Сб. науч. тр. «Алгоритмизация и моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений», Вып. 1. -Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2005.-с.78-85.

7. Кучумов Рубин Р. Алгоритмизация задачи расчета коэффициента отдачи за безводный и безгазовый периоды эксплуатации скважины / Кучумов Рубин Р., Новоселов C.B. // Сб. науч. тр. «Моделирование технологических процессов нефтедобычи», Вып. 5. -Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2005 -с.22-29.

8. Сергиенко М.В Математическое моделирование фильтрационных процессов/ Сергиенко M В. Калугина Л.Н., Кучумов Рубин Р.// Сб. науч. тр. «Моделирование технологических процессов нефтедобычи», Вып. 5. -Тюмень. Изд-во «Вектор Бук», 2005.-е. 142-147.

9. Сергиенко М.В Особенности создания фильтрационных моделей разработки нефтяных месторождений/ Сергиенко М.В. Калугина Л.Н., Кучумов Рубин Р.// Сб. науч. тр. «Моделирование технологических процессов нефтедобычи», Вып. 5. -Тюмень Изд-во «Вектор Бук», 2005 -с. 147-153.

Ю.Кучумов Рубин Р. Алгоритмизация решения задачи статистического конусообраювания при переменной газонасыщенности толщины пласт/ Кучумов Рубин Р., Новоселов C.B. // Сб. науч. тр. «Алгоритмизация и

моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений», Вып. 2. -Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2005.-с.66-74.

I ¡.Новоселов C.B.. Алгоритм расчета предельных безводных дебитов при нелинейном законе фильтрации в условиях устойчивого положения границы раздела и наличии экрана/Новоселов C.B., Кучумов Рубин Р. // Сб. науч. гр. «Алгоритмизация и моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений», Вып. 1. -Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2005.-е.57-65.

12.Кучумов Рубин Р. Исследование предельного безводного дебита скважин, перфорированной в верхней и обсаженной в нижней части пласта / Кучумов Рубин Р., Новоселов C.B. // Сб. науч. тр. «Моделирование технологических процессов нефтедобычи», Вып. 6. -Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2006.-C.46-49.

13.Кучумов Рубин Р. Алгоритм расчета влияния интерференции скважин на предельный безводный дебит / Кучумов Рубин Р., Новоселов C.B. // Сб. науч. тр. «Алгоритмизация и моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений», Вып. 2. -Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2006 -с.50-53.

14.Кучумов Рубин Р. Исследование результатов расчета коэффициента отдачи за безводный и безгазовый периоды эксплуатации скважины / Кучумов Рубин Р., Новоселов C.B. // Инновации и эффективность производства. Материалы per. науч.-техн. конф. -Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2006.-c.5-6.

15.Кучумов Рубин Р. Исследование совместного нестационарного притока нефти и газа (воды) к несовершенной скважине // Инновации и эффективность производства. Материалы per. науч.-техн. конф -Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2006.-е.7-8.

16.Кучумов. Рубин Р. Исследование решения задачи статистического конусообразования при переменной газонасыщенной толщине пласта / Кучумов Рубин Р., Новоселов C.B. // Инновации и эффективность производства. Материалы per. науч.-техн. конф. -Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2006.-е. 13-14.

17.Кучумов Рубин Р. Исследование ограничения прорыва подошвенной воды и верхнего газа созданием жесткого непроницаемого экрана // Роль молодежи в развитии инновационных технологий в научных

исследованиях. Материалы per. науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых специалистов. -Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2006.-C.38-39.

18 Кучумов Рубин Р. Исследование времени безводной эксплуатации скважин при разработке водонефтяных и газонефтяных залежей / Кучумов Рубин Р., Новоселов C.B. // Роль молодежи в развитии инновационных технологий в научных исследованиях. Материалы per науч.-техн. конф студентов, аспирантов и молодых специалистов -Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2006.-С.39-41.

!9.Сергиенко М.В. О математическом моделировании фильтрационных процессов с применением программных комплексов / Кучумов Рубин Р., Новоселов C.B. // «Нефтегазовое дело». -М: Изд-во «Недра», 2006 -с.68-72.

20.Кучумов Рубин Р. Моделирование показателей фильтрационного сопротивления в стационарном притоке газа к несовершенной скважине при нелинейном законе фильтрации // «Нефтегазовое дело». -М: Изд-во «Недра», 2006.-с.72-84.

21.Кучумов Рубин Р. Численное моделирование задачи расчета коэффициента отдачи в безводный и безгазовый периоды эксплуатации скважины / Кучумов Рубин Р., Новоселов C.B. // «Нефтегазовое дело» -М: Изд-во «Недра», 2006.-С.88-95.

Подписано к печати fíJ 2007 г Бум Писч.№1

Зака î№/V Уч-издл12

Форма i 60\84 1/16 Услпечл 12

Огпечашно на RISO OR 3750 Тираж- 100 экз

Издательство «Нефтегадовый университет»

Гос\ ларе гаегшого образовательного учреждения высшего профессионального образования « ГюменсмШ государственный нефтегазовый университет» 625000. г.Тюмень, ул Володарского. 38 oi le i micp.ilin»mîi полиграфии иадиельства «1 1сфrei dюный уиинерси ici» 625000. г. Тюмень, ул Киевская. 52

Введение

1. Информационно-программное обеспечение задач 9 гидродинамического моделирования нефтегазовых м есторожд ен и й.

1.1. Анализ особенностей гидродинамического моделирования 11 фильтрационных процессов в пласте с применением систем моделирования компании Roxar Software Solutions.

1.2. Алгоритмы расчета параметров, характеризующие физические 21 свойства нефти, газа и породы пакета ModelingSED.

1.3. Алгоритм расчета основных технологических показателей 34 разработки нефтегазовых месторождений пакета ModelingSED.

1.4. Описание программного продукта ModelingSED и анализ 43 полученных результатов.

1.4.1. Подпрограмма «Физические свойства нефти, газа и породы»

1.4.2. Подпрограмма «Разработка нефтяных месторождений».

Выводы по разделу.

2. Методики расчета параметров совместного притока 71 жидкостей к несовершенным скважинам.

2.1. Краткий обзор и критический анализ работ в области 71 совместного притока жидкостей и газа к несовершенным скважинам.

2.2. Методы исследования совместного притока двух жидкостей к 81 несовершенным скважинам.

2.3. Алгоритмизация и моделирование процесса совместного 89 установившегося притока нефти и подошвенной воды к несовершенной скважине в пакете MAP.

2.4. Алгоритм совместного нестационарного притока нефти и газа воды) к несовершенной скважине в пакете MAP.

2.5. Алгоритмизация и численное моделирование фильтрационного 101 сопротивления при установившемся притоке жидкости к несовершенной скважине при линейном законе фильтрации в пакете MAP.

2.6. Алгоритмизация задачи по расчету фильтрационного сопротивления при стационарном притоке газа к несовершенной скважине при нелинейном законе фильтрации в пакете MAP.

2.7. Алгоритмизация и численное моделирование величины фильтрационного сопротивления при нестационарном притоке жидкости (газа) к несовершенной скважине в пакете MAP.

Выводы по разделу.

3. Моделирование процессов ограничения притоков 131 подошвенной воды и верхнего газа к несовершенным скважинам.

3.1. Методы ограничения подошвенной воды и верхнего газа к 131 несовершенным скважинам.

3.2. Алгоритмизация задачи ограничения притоков подошвенной 143 воды, дренирующей водонефтяную зону нефтегазовой залежи в пакете MAP.

3.3. Алгоритм задачи ограничения прорыва подошвенной воды и 152 верхнего газа созданием жесткого непроницаемого экрана в пакете MAP.

Выводы по разделу.

Актуальность работы. Разработка нефтегазовых месторождений представляет собой сложную проблему, для успешного решения которой требуется применение системного подхода. Это стало особенно актуальным на современном этапе, для которого характерно существенное ухудшение структуры запасов нефти и газа. Для повышения эффективности разработки месторождений требуется создание принципиально новых подходов в области исследования и моделирования процессов разработки нефтегазовых месторождений с использованием быстродействующих компьютеров для проведения сложных вычислений геологического и гидродинамического моделирования.

Решение задачи притока жидкости к несовершенным скважинам относится к числу сложных задач подземной гидромеханики. Впервые постановка задачи и ее решение получено М. Маскетом, а всестороннее развитие она получила в работах других авторов. При решении данной проблемы широко применяется двухзонная схема притока к несовершенным скважинам, которая позволяет моделировать процесс фильтрации жидкости в пласте. Однако в результате решения задачи имеем громоздкие выражения, которые ограничивают их использование в практике и научных исследованиях.

В настоящее время теория совместного притока к совершенным скважинам разработана достаточно полно. Однако аналогичных разработок по притокам к несовершенным скважинам недостаточна. Наличие большого количества несовершенных скважин, проблема притока подошвенной воды и верхнего газа к скважине становится важной, требующей неотложного решения. При этом необходимо оценить и учесть фильтрационные сопротивления, вызванные несовершенством скважин как по степени, так и по характеру вскрытия, а также разработать методы и способы ограничения притока подошвенной воды и верхнего газа к несовершенным скважинам и исследовать их влияние на эффективность разработки нефтегазовых месторождений.

В связи с этим решение проблемы создания эффективных инженерных методик и программных комплексов, в которых реализованы основные методы расчета физических свойств нефти, газа, породы и расчет наиболее используемых показателей разработки нефтегазового месторождения является весьма актуальной.

Цель работы. Разработка программных комплексов для информационного обеспечения процесса гидродинамического моделирования основных параметров совместного притока жидкости и газа к несовершенной скважине.

Основные задачи исследований:

1. Разработать алгоритмы и программный продукт, обеспечивающий обработку и подготовку геолого-физических параметров пласта для гидродинамического моделирования.

2. Разработать алгоритмы и программный продукт, обеспечивающий расчет основных технологических показателей разработки месторождений для выбора оптимальной реализации гидродинамической модели.

3. Провести исследования совместного притока жидкостей и газа к несовершенным скважинам по линейному и нелинейному законам фильтрации, разработать алгоритмы и программные продукты для адаптации модели нефтегазового месторождения.

4. Исследовать процессы ограничения притоков подошвенной воды и верхнего газа к несовершенной скважине, разработать методику и программные продукты для адаптации гидродинамической модели.

Методы исследований и достоверность результатов.

Исследования базируются на: методах моделирования фильтрации многофазной жидкости в неоднородном коллекторе; анализе геолого-промыслового материала с использованием современных методов обработки исходной информации и зависимости показателей разработки от природных и технологических факторов. Решение поставленных задач осуществлялось с использованием среды разработки программного обеспечения Borland Delphi и системы трехмерного геолого-гидродинамического моделирования компании Roxar Software Solutions.

Достоверность результатов исследования базируется на сходимости фактических и расчетных показателей разработки месторождений, а также результатах гидродинамического моделирования с расчетами пакетов программ, разработанных автором, при выборе оптимальной реализации модели и адаптации. Погрешность прогноза не превышает 10%.

Научная новизна:

1. Разработана методика выбора оптимальной реализации гидродинамической модели нефтегазового месторождения.

2. Разработана методика адаптации гидродинамической модели нефтегазового месторождения с учетом несовершенства скважин и ограничения притоков подошвенной воды и верхнего газа.

3. Получено аналитическое выражение для определения зависимости давления насыщения от плотности нефти и газосодержания с Л коэффициентом достоверности аппроксимации R =0,9992.

4. Установлено, что при относительном вскрытии пластов не менее 4070% от мощности пласта и при длине интервала перфорации равной 30% от вскрытой части пласта с плотностью не менее 10 отверстий на погонный метр, обеспечиваются минимальные значения дополнительных фильтрационных сопротивлений, вызванных несовершенством скважины.

Основные защищаемые положения:

1. Структура программно-информационного обеспечения компьютерной системы трехмерного моделирования нефтегазовых месторождений на основе программного пакета компании Roxar Software Solutions;

2. Алгоритмы и программный продукт ModelingSED, обеспечивающий обработку и подготовку геолого-физических параметров пласта и расчет основных технологических показателей разработки месторождений для выбора оптимальной реализации гидродинамической модели и ее последующей адаптации;

3. Алгоритмы и программный продукт Model Analyzing Pack (MAP), состоящий из двух блоков, для адаптации гидродинамической модели:

• блок расчета параметров совместного притока жидкостей к несовершенным скважинам;

• блок моделирование процессов ограничения притоков подошвенной воды и верхнего газа к несовершенным скважинам;

Практическая ценность и реализация результатов исследования:

1. Пакет программ ModelingSED позволяет уточнять и контролировать качества исходных данных для гидродинамического моделирования, а также выбрать оптимальную реализацию модели;

2. Программный продукт Model Analyzing Pack (MAP) совместно с пакетом ModelingSED позволяют провести адаптацию гидродинамической модели с учетом совместного притока жидкостей и процессов ограничения притоков подошвенной воды и верхнего газа к несовершенным скважинам;

3. Результаты диссертационной работы широко используются в учебном процессе на специальностях «Прикладная математика» и «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» со специализацией «Моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений» при изучении дисциплин: «Применение ЭВМ при разработке нефтяных и газовых месторождений», «Модели процессов и производств нефтегазовой отрасли»;

4. Результаты расчета пакетом ModelingSED использованы в ОАО "СибНИИНП" при создании фильтрационной модели Ловинского месторождения и при составлении анализа разработки Каменного месторождения.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на 3-ей Всероссийской научно-технической конференции «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» (г. Тюмень, 2002г.); региональной научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых специалистов ТюмГНГУ «Роль молодежи в развитии инновационных технологий в научных исследованиях» (г. Нефтеюганск, ХМАО, 2006г.); региональной научно-технической конференции «Инновации и эффективность производства» (г. Сургут, ХМАО, 2006г.); научно-методических семинарах кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» ТюмГНГУ (2005-2006гг).

Публикации. По результатам исследований опубликовано 30 печатных работ, в том числе 21 научных статей и 9 тезисов докладов.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 3 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 136 наименований, содержит 229 страниц текста, 74 рисунка, 21 таблицу, 5 приложений.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Разработана система программно-информационного обеспечения трехмерного моделирования нефтегазовых месторождений на основе программного пакета компании Roxar Software Solutions и программного комплекса ModelingSED, состоящий из 14 независимых блоков, объединенных под общим меню.

2. Сравнение фактических и расчетных показателей вычисленных в пакете ModelingSED показало, что подпрограмма пакета «Физические свойства нефти, газа и породы» в подавляющем большинстве случаев дает высокую сходимость, а в подпрограмме «Технологические показатели разработки месторождений» - ошибка прогноза не превышает в среднем 10%. Поэтому пакет программ ModelingSED рекомендуется использовать при подготовке и уточнении исходных данных, оценке оптимальной реализации и при адаптации гидродинамической модели.

3. Получено аналитическое выражение для определения зависимости давления насыщения от плотности нефти и газосодержания с коэффициентом достоверности аппроксимации R =0,9992.

4. Разработаны алгоритмы и программный продукт Model Analyzing Pack (MAP) на языке программирования Borland Delphi состоящий из блоков:

• Блок расчета параметров совместного притока жидкостей к несовершенным скважинам для моделирования: процессов стационарного и нестационарного притоков нефти и газа (воды) к несовершенной скважине; фильтрационного сопротивления при установившемся притоке жидкости несовершенной скважине по линейному и нелинейному законам фильтрации, а также при нестационарном притоке жидкости (газа);

• Блок моделирование процессов ограничения притоков подошвенной воды и верхнего газа к несовершенным скважинам для решения задач по ограничению притоков подошвенной воды, дренирующей водонефтяную зону нефтегазовой залежи с забойным экраном и без него, а также прорыва подошвенной воды и верхнего газа при жестком непроницаемом экране.

5. Установлено, что для снижения дополнительных фильтрационных сопротивлений, вызванных несовершенством скважины, необходимо обеспечить относительное вскрытие пластов не менее 40-70% от мощности пласта, при длине интервала перфорации равной 30% от вскрытой части пласта с плотностью не менее 10 отверстий на погонный метр.

6. В пластах большой мощности с увеличением глубины вскрытия установлено уменьшение безводного периода эксплуатации скважины с экраном (T/ti). При увеличении мощности пласта от 20 до 30м безводный период эксплуатации уменьшается на 30%», а при увеличении глубины вскрытия пласта от 15 до 18м уменьшение -составляет около 20%. Наличие экрана позволяет значительно увеличить продолжительность продвижения воды от подошвы до верхней границы экрана, так как величина T/to порядка 8 раз больше, чем T/ti при прочих равных условиях.

1. Абасов М.Г., Джалилов К.Н. вопросы подземной гидродинамики и разработки нефтяных и газовых месторождений // Азернефтнешр, 1960.

2. Гиринский Н.К. Определение коэффициента фильтрации по данным откачек при неустановившихся дебитах и понижениях . Госгеолиздат, 1950.

3. Глоговский М.М. Дебит скважин, несовершенных по степени вскрытия пласта // Труды МНИ им. И.М. Губкина, вып. 11, Гостоптехиздат, 1951.

4. Гутников А.И., Закиров И.С. Совместный приток газа и жидкости к скважине. Геология, бурение и разработка газовых месторождений//ЭИ ВНИИЭгазпрома вып. 16, 1981. с. 18-21.

5. Закиров И.С. Совместный приток газа, нефти и подошвенной воды к скважине // нефтяное хозяйство, № 2, 1988 с.39-42.

6. Закиров И.С. индикаторные линии при совместном притоке флюидов к скважине. Разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений. ЭИ ВНИИЭгазпрома вып. 1,1982.-с. 6-9.

7. Зотов Г.А. Расчет фильтрационных сопротивлений скважины, несовершенной по степени вскрытия пласта, при нелинейном режиме фильтрации // Тр. ВНИИгаза, вып 18/26. М.: Гостоптехиздат, 1963 - с.64-71.

8. Иванов Н.Ф. К вопросу эксплуатации пластов с подошвенной водой // Изв. КФ АН СССР, сер. физ. мат. и тех. наук, 1956, № 8. -с.137-149.

9. Каптелинин Н.Д., Телков А.П. К теории совместного напорного притока двух жидкостей к несовершенной скважине // Тр. ТюмИИ, МТС "Вопросы разработки нефтяных и газовых месторождений", 1982.-с.76-85.

10. Карпычев В.А. О движении ВНК и обводнении скважин в пластах с подошвенной водой // Изв. АН СССР, ОТН, Механика и машиностроение, 1959, № 5.

11. Карпычев B.JI. К задаче о конусе подошвенной воды в неоднородном пласте // ПМТФ АН СССР, 1960, № 3.

12. Курбанов А.К. О совместном притоке нефти и подошвенной оды к скважине // НТС по добыче нефти, ВНИИ, 1964, вып. 25.

13. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде (пер с анг.). Гостехиздат, 1949.

14. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористых средах. М.: Гостоптехиздат, 1964. с. 3-16.

15. Минский Е.М., Марков П.П. Экспериментальное исследование сопротивления несовершенных скважин // Тр. ВНИИ, вып.УШ. -М.: Гостоптехиздат, 1956. с.35-66.

16. Минский Е.М. О конструкции высокодебитных газовых скважин // Тр. ВНИИгаза, вып. III. «Вопросы разработки и эксплуатации газовых месторождений» М.: Гостоптехиздат, 1953. с.53-80.

17. Минский Е.М. О притоке газа к забою несовершенной скважины при нелинейном законе сопротивления // Тр. ВНИИ, вып. У. М.: Гостоптехиздат, 1954.- с. 3-16.

18. Полубаринова-Кочина П.Я. Теория движения грунтовых вод. Гостехиздат, 1952.

19. Пирвердян A.M. Фильтрация к горизонтальной скважине // Труды АзНИИ ДН, вып. III, 1956.

20. Салехов Г.Е., Данилов B.JL, Иванов Н.Ф., Хованский А.Н. К вопросу обводнения нефтяных скважин в пластах с подошвенной водой // Изв. Казанского филиала АН СССР, серия физико-математических и технических наук, № 5, 1954.

21. Сегал Б.И. Некоторые пространственные задачи теории потенциала и их приложения // Изв. АН СССР, серия математики, т. X, вып. 4, 1946.

22. Стклянин Ю.И. Потенциал несовершенной скважины в двухслойном однородно-анизотропном радиальном пласте // Инженерный журнал, АН СССР, т. II, вып. 1, 1962.

23. Стклянин Ю.И., Телков А.П. Расчет предельных безводных дебитов в анизотропных пластах с осевой симметрией // ПМТФ АН СССР, №5,1961.

24. Стклянин Ю.И. Точное решение задачи о потенциале точечного стока в однородно-анизотропном пласте с осевой симметрией и конечным радиусом контура питания. // ПМТФ АН СССР, № 2, 1962.

25. Телков А.П., Стклянин Ю.И. Образование конусов воды при добыче нефти и газа. М: Недра, 1965. -с. 164.

26. Телков А.П. Подземная гидрогазодинамика. Уфа, Башиздат, 1974.

27. Телков А.П., Стклянин Ю.И. Расчет предельных безводных и безгазовых дебитов в подгазовых нефтяных залежах с подошвенной водой // Тр. МИНХ и ГП, 1963, вып. 42. -с.3-19.

28. Телков А.П., Грачев С.И., Дубков И.Б., Краснова Т.Л., Сохошко С.К. Особенности разработки нефтегазовых месторождений. Тюмень ООО НИПИКБС-Т, 2001. 482 с: ил.

29. Телков А.П., Грачев С.И., Гаврилов Е.Н., Дубков И.Б., Краснова Т.Л. Пространственная фильтрация и прикладные задачи разработки нефтегазоконденсатных месторождений и нефтегазодобычи. Тюмень, НИПИКБС-Т, 2001.

30. Цыбульский Г.П., Теплов Ю.А. Эксперементальное исследование совместного притока к скважине воды и нефти // Изв. КФ АН СССР, сер. физ. мат. и тех. наук, 1959, № 13.

31. Чарный И.А. Подземная газогидродинамика. М:, Гостоптехиздат, 1963.

32. Чарный И.А. Приток к скважине в месторождениях с подошвенной водой или газовой шапкой // Нефтяное хозяйство, 1952, № 10.

33. Чарный И.А. О совместном притоке к скважинам двух жидкостей с различными вязкостью и плотностью // Инж. Сб., 1950, т. VII.

34. Чарный И.А. Совместный приток нефти и подошвенной воды к несовершенной скважине // Изв. АН СССР, ОТН, 1955, № 2.

35. Чарный И.А. Об одном интегральном соотношении теории фильтрации и его некоторых приложениях. Материалы межвузовского совещания по вопросам новой техники в нефтяной промышленности, т.1. Гостоптехиздат, 1958.

36. Чернова В.В. Технологический режим работы скважин, дренирующий газонефтяной пласт // Газовое дело, 1971, № 4 -с.21-24.

37. Швидлер М.И. Труды совещания по развитию научно-исследовательских работ в области вторичных методов добычи нефти // Изд. АН АзербССР, Баку, 1953.

38. Щуров В.И. Влияние перфорации на приток из пластов в скважину // Тр. Совещания по развитию научно-исследовательских работ в области вторичных методов добычи нефти. Изд.АН АзССР, 1953. - с.144-149.

39. Щуров В.И. Труды совещания по развитию научно-исследовательских работ в области вторичных методов добычи нефти // Изд. АН АзербССР, Баку, 1953.

40. Leverett М.С. Lewis W.B. and True М.Е. Dimensional model studies of oil fluid behavior. Trans. AIME (1942), 146,175 (217).

41. Lookeren J/ Oil prodaction from reservoirs with an oil layer between Gas and Botton Water in the same Sand // J. Pet. Tech., March, 1965.

42. Meyer H.I., Searcy D.E. Analagy Study of Water // Coning Pet. Tech., April, 1956, p.328.

43. Meyer H.I., Garden A.O. Mechanics of Two Jmmiseible fluids in Poraus Media // J. Pet. Tech., Julay, 1962, p. 8.

44. Muskat M. Potential distribution in large cylindrical disks with partilly penetrating electrodes // Physics, May 1932, V. 2, No. 329.

45. Методы снижения притока воды в нефтяные скважины (зарубежный опыт). — ЭИ. — Серия Нефтепромысловое дело.— М:,ВНИИОЭНГ.— 1992.— вып.9.— С.18 — 23 (референт Г.И. Брахман).

46. Strickland R F. Artificial barriers may control water coning — 1.— Oil and Gas. J. — October 7,1974. — P. 61 — 64.

47. Strickland Richard F. Artificial barriers may control water coning — 2. «Oil and Gas J.», 1974, ч. 72, № 41, 110 — 113 (англ.)

48. Краснова T.JI. Определение оптимального интервала вскрытия пласта в нефтяных, газовых и нефтегазовых залежах с подошвенной водой // Тезисы доклада. — Международная конференция «Нефть и газ Западной Сибири». — г.Тюмень. — 2123 мая 1996 г.

49. Краснова Т.Д., Телков А.П. Расчет безводного периода работы несовершенной скважины и нефтеотдачи по удельному объему дренирования. — Нефтепромысловое дело. — 1997, — № 8 — 9, С.8 —11.

50. Разработка пакета прикладных программ по гидродинамическим методам расчета, связанным с разработкой нефтяных оторочек (Телков А.П., Зайкина З.В., Сохошко С.К., Толчеев А.Ю.,

51. Краснова Т.Д. — Отчет 1989, — ч. II. — 259 МПС. (фонды Тюмень НИИГипрогаз).

52. Краснова Т.Д. Способы ограничения притоков подошвенной воды и верхнего газа при разработке нефтегазовых залежей. Науч.- метод, пособие. ТюмГНГУ, 1999. — 47 с.

53. Телков А.П., Евгеньев А.К. Влияние экрана на величину безводного периода эксплуатации газовых скважин. — Газовая промышленность. — 1970, № 1.

54. Телков А.П. Влияние экрана на величину предельного безводного дебита // Тр. УНИ «Геология и разработка нефтяных месторождений». — 1973. — Вып. 9.

55. Алиев А.И., Струганогов Ю.А., Кореш О.Э. Подвижный вязкоупругий экран для водонефтяных залежей. — Нефтяное Хозяйство — 1996, № 5. — С. 70 — 71.

56. Краснова Т.Д. Контроль за конусообразованием при разработке нефтегазовых залежей с подошвенной водой // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. — 1997. — № 4. С. 38.

57. Karp I.C., Lowe D.K. Horizontal Barriesrs for Controlling Water Coning. — J. Petr. Tech, Julay, 1962. — P. 8.

58. Каптелинин Н.Д., Телков А.П. Гидравлическая теория безнапорного и совместного притока двух жидкостей к несовершенной скважине. — Тр. ТюмИИ. — МТС. — Вопросы разработки нефтяных и газовых месторождений. — 1982. — С. 7685.

59. Телков А.П., Грачев С.И., Краснова Т.Д., Сохошко С.К. Особенности разработки нефтегазовых месторождений. — г.Тюмень, ООО НИПИКБС-Т. — 2000. — 328 с.

60. Телков А.П. Некоторые особенности эксплуатации нефтяных залежей с подошвенной водой. — НТО. — М:,ВНИИОЭНГ.— 1972. — 136 с.

61. Телков В.А. Решение задач гидрогазодинамики, связанных с интерпретацией результатов исследования пластов и скважин.— Канд. дис., 1982. — 212 с. (фонды ТюмИИ).

62. Солдатов Е.П., Клещенко И.И., Телков А.П. Технология направленного воздействия на прискважинную зону пласта с целью интенсификации добычи нефти в условиях подтягивания конуса воды. — Нефтепромысловое дело. — 1996, № 6. -С. 6-7.

63. Дункан Г., Балковски П. Реализация методов увеличения нефтеотдачи. — Нефтегазовые технологии. — 1996, № 2/3. — С. 8 — 14 (перевод с англ.).

64. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. — М:,Недра. — 1983 (под редакцией д. т. н. Ш.К. Гиматудинова).

65. Shell-Oil Co. Well in East Texas Field. Shell Sealis off Bottom Water with Plastic. — Oil and Gas J. — July 11. — 1960. — 4. 58. — И 28.

66. Michaels and at. aL How to Combat Water — Coning by Injecting Reverse — Wetting Additives. J. Petr. Eng., Aug.,— 1957. —.V. 29, N8.

67. Палий A.O., Молчан И.А. О возможности использования псевдопластиков для ограничения водопритоков в нефтедобывающие скважины. — Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. — 1993, № 1. С. 36 - 39.

68. Усовершенствованный способ изоляции вод пеноцементом // Т.М. Гасанов, Б.Б. Гулиев и др. — ЭИ, Серия; Нефтепромысловое дело. — М:, 1987. — Вып. 4. — С. 15 — 17.

69. Технология повышения производительности обводненных скважин с использованием кремнийорганических водоизолирующих составов и кислотных композиций. — РД 390148070 СибНИИНП. — 1988. — 46 с.

70. Байкова Е.Н. Проведение водо изоляционных работ в осложненных геологических условиях Лянторскогонефтегазового месторождения. — М:,Научно-техн. информац. сборник. — 1989, вып. 8. — С. 1 — 4.

71. Промысловый опыт селективной изоляции водонасыщенных прослоев порового коллектора // В.И. Сердюк, Н.Н. Блинков и др.

72. ЭИ. — Серия: Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений. — М:,ВНИИОЭНГ. —1990, вып 5. — С. 15 — 19.

73. Вершинин Ю.Н. Совершенствование методов ограничения водопритоков в, скважинах для условий сложнопостроенных место рождений Западной Сибири. — Автореферат диссертации.1. Тюмень. — 23 с.

74. Гетингер А .Я., Магарил Р.З. Расширение возможностей использования тяжелой смолы пиролиза и гликолей в процессах добычи нефти. — Межвузовский сборник научных трудов «Проблемы освоения нефтегазовых ресурсов Западной Сибири»,— 1992.— С. 96 — 98.

75. Методы снижения притока воды в нефтяные скважины (зарубежный опыт). — ЭИ. Серия: Нефтепромысловое дело. — М:, 1992, —вып. 9, —С. 18 — 23.

76. Федоров К.М., Зубков П.Т. Формирование высоковязких барьеров в неоднородных нефтяных пластах. — Итоги исследований. — РАН Сибирское отделение. — Институт механики много- фазных систем. — 1993, — вып. — С. 104 — 106.

77. Девятков В.В. Разработка технологий применения водоизолирующих химреагентов на обводненных месторождениях Шаимского района. — Автореферат диссертации. — Тюмень.— 1996. — 22 с.

78. Нурбаев Б.А., Турбин В.А. Применение смолы ТС-1 для ремонтно-изоляционных работ в скважинах на Правдинскомместорождении. Добыча, сбор и подготовка нефти и газа на месторождениях Западной Сибири.— Тр. СибНИИНП. — 1977, впп. 8.—С. 28 —35.

79. Ульянов Н. Е., Земцов Ю.В. Некоторые результаты водоизоляционных работ на Западно-Сургугском месторождении.— Нефтяное хозяйство. — 1989, № 5.- С. 68 70.

80. Ограничение водопритоков составами АКОР // Д.В. Хосроев, Ю.А. Янковский и др. — Нефтяное хозяйство. — 1989, № 9.- С. 71-72.

81. Моляреико А.В., Земцов Ю.В. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири. — М:,ВНИИОЭНГ.— 1987. Серия: Нефтепромысловое дело, вып. 1 (Обзорная информация). — 32 с.

82. Состояние и пути совершенствования водоизоляционных работ на месторождениях Западной Сибири.— М:,ВНИИОЭНГ. — Серия: Нефтепромысловое дело (Обзорная информация). — 1992. — 64 с.

83. Эффективные технологические схемы водоизоляционных работ // А.К. Федотов, Н.П. Порфишев и др. — ЭИ. Серия: Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи. — М:,ВНИИОЭНГ. — 1990, вып. 12. — С. 32 —' 35.

84. Краснов И.И. Разработка технологии ограничения прорыва газа в скважины, эксплуатирующие нефтегазовые залежи. — Диссертационная работа. — 1991. — (фонды ТГНГУ).

85. Сохошко С.К., Телков А.П. Способ изоляции «трастовых вод в нефтяных скважинах. — Изобретение заявка № 4696887/03 (044866). —30.03.89.

86. Освоение месторождений с помощью многозабойных горизонтально-разветвленных скважин / Вахитов Г.Г. и др. // В сб. "Исследования в области технологии и техники добычи нефти",— М:,ВНИИ. — 1976, вып. 54. — С. 3 — 14.

87. Применение горизонтальных скважин на месторождениях ПО Красноленинскнефтегаз // Леви Б.И., Темпов Г.Н., Евченко B.C.,

88. Санкин В.М. — Обзор инф. Сер. "Нефтепромысловое дело". — М:,ВНИИОЭНГ. — 1963. — 69 с.

89. О строительстве в Западной Сибири первой горизонтальной скважины / Европейцев Р.К. и др. // "Нефтяное хозяйство".— 1986, № 12. — С. 8 — 12.

90. Анализ опыта бурения горизонтальных скважин // ( Зарубежный опыт): Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — М:,ВПИИОЭНГ. — 1995, вып. 9. — С. 1 — 11.

91. Стклянин Ю.И., Телков А.П. Приток к горизонтальной дрене и несовершенной скважине в полосообразном анизотропном пласте. Расчет предельных безводных дебитов. — ПМТФ АН СССР. —1962, № 1.

92. Телков А.П., Краснова Т.Д. Расчет оптимального местоположения и дебита горизонтальной скважины, дренирующей нефтегазовую залежь с подошвенной водой / Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. — 1997. —№6. —С. 34.

93. Миллионщиков М.М. Докторская диссертация. Институт механики АН СССР, 1944.

94. Леонов В.И. Исследование решений гидродинамических задач притока жидкости (газа) к скважинам. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Тюмень-2004г.-С.24.

95. Цыбульский Г.П., Теплов Ю.А. Экспериментальное исследование раздельного отбора воды и нефти из скважины. Изв. Казанского филиала АН СССР. Серия физико-математических и технических наук, № 3, 1959.

96. Чарный И.А., Евдокимова В.А., Кочина И.Н. Увеличение предельного безводного дебита несовершенной скважины в нефтяном пласте с подошвенной водой за счет одновременного раздельного отбора воды и нефти. Нефть и газ, № 2, 1958.

97. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти (пер. с англ.). Гостоптехиздат, 1953. — 607 с.

98. Чарный И.А. Расчет дебита несовершенной скважины перед прорывом подошвенной воды или верхнего газа. ДАН СССР, т. 92, № 1,1953.

99. Маскет М. Движение однородной жидкости в пористой среде (пер. с англ.). ГТТИ, 1949. — 628 с.

100. Афанасьева А.В., Зиновьева JI.A. Разработка нефтяных месторождений при одновременном отборе газа из газовой шапки.— Нефтяное хозяйство, № 10. — 1957. — С. 44 — 51.

101. Афанасьева А.В., Соснина Е.С., Шалимова Г.А. Особенности разработки угленосного горизонта Коробковского месторождения. — Нефтяное хозяйство, № 1. — 1966. — С. 38 — 44.

102. Сомов В.Ф. Исследование условий ограничения подвижности газонефтяного контакта. — СНТ ВНИИ. — 1977, вып. 59.- С. 61 — 66.

103. Янке и Эмде. Таблица функций. Фитматгиз, 1959.

104. Пермяков И.Г. Разработка Туймазинского нефтяного месторождения, ГТТИ, 1959.

105. Телков А.П. Одновременный раздельный отбор газа, нефти и воды в подгазовых нефтяных залежах с подошвенной водой. — Газовая промышленность. — 1964, № 6.

106. Технологический режим работы газовых скважин // З.С. Алиев, С.А. Андреева и др. — Недра, 1978. — 279 с.

107. Краснова Т.Д., Телков А.П. Обоснование технологических режимов работы несовершенных скважин, дренирующих нефтегазовые залежи с подошвенной водой / Нефтепромысловое дело.—ВНИОЭНГ. — 1997. — № 4 — 5. — С. 2 — 9.

108. Литвинов А.А. Количественная оценка гидродинамического совершенства эксплуатации скважин при различных видах перфорации по данным промысловых исследований. — Тр. ТаТНИИ, 1960, вып. II.

109. Perrine R.L. Well Productivity Increase From Drain Hollise as Measured by Model Studies. — Petr.Tranc.AIME, vol.204, 1955.

110. Landrum R.L., Grawford P.B. Effect of Drain Hollis Drilling on Production Capasity. — I.P.T.Febr., 1955.

111. Harris M.H. The Effect of Perforating on Well Productivity. — I.P.T.Apr., 1966.

112. Пыхачев Г.Б. Приближенный расчёт производительности несовершенной скважины. — Изв.вузов «Нефть и газ», 1963, №10.

113. Телков А.П. Расчет фильтрационных сопротивлений, обусловленных несовершенством скважины и экраном в условиях однородно-анизотропного пласта и взаимодействие скважин. — Нефтяное хозяйство, 1972, №4.

114. Ваганов Н.Р. Влияние непроницаемой перегородки на стационарное движение жидкости к несовершенным скважинам в неоднородных пластах. — Азербайджанское нефтяное хозяйство,1962, №9.

115. Зотов Г.А., Тверковкин С.М. Газогидродинамические методы исследований газовых скважин. — М.: Недра, 1970.

116. Максвет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде ( перевод с английского). — Гостоптехиздат, 1949.

117. Чарный И.А. Об интерференции несовершенных скважин. — Изв. АН СССР, ОТН, 1946, №11.

118. Хейн A.JI. Установившийся приток жидкости и газа к несовершенным скважинам. — АН СССР, 1953, t.XCI, №2.

119. Тихов A.M. Математическая теория движения жидкости и газа к центральной несовершенной скважине. — Изд. Харьковского унта, Харьков, 1964.

120. Соловкин Е.Б., Соловкина Н.А. Выбор плотности перфорации скважин. — НТС «Нефтепромысловое дело», 1979, вып.5.

121. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник. М.: Недра, 1971. - 312 с.

122. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузов. М.: Недра, 1982. - 311 с.

123. Гусак А.А. Высшая математика. В 2-х т. Т. 1.: Учеб. для вузов. -Минск: ТетраСистемс, 2000 544 с.

124. Лабораторный практикум по курсу "Численные методы'ТКучумов Р.Я., Сыртланов В.Р., Мусакаев Н.Г. Тюмень: "Вектор Бук", 1999-112 с.

125. Медведев Ю.А. Физика нефтяного и газового пласта: Курс лекций. Тюмень: ТюмГНГУ, 2000 - 158 с.

126. Спутник нефтегазопромыслового геолога: Справочник/Под ред. И.П. Чоловского. М.: Недра, 1989. - 376 с.

127. Гусак А.А. Высшая математика. В 2-х т. Т. 2.: Учеб. для вузов. -Минск: ТетраСистемс, 2000 448 с.

128. Юрчук A.M., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. Учебник для техникумов.-М.: Недра, 1979.-271 с.