Совершенствование технологии отбора из пласта и подъема двухфазной жидкости в добывающей скважине

Фатхлисламов, Марат Айратович

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологии отбора из пласта и подъема двухфазной жидкости в добывающей скважине"

..УДК 622.276.6

На правах рукописи

ФАТХЛИСЛАМОВ МАРАТ АЙРАТОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ОТБОРА ИЗ ПЛАСТА И ПОДЪЕМА ДВУХФАЗНОЙ ЖИДКОСТИ В ДОБЫВАЮЩЕЙ

СКВАЖИНЕ

25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

- 8 ДЕК 2011

005006592

Уфа-2011

005006592

Работа выполнена в обществе с ограниченной ответственностью Научно-производственное объединение «Нефтегазтехнология»

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Владимиров Игорь Вячеславович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Уразаков Камил Рахматуллович

кандидат технических наук, доцент Павлюченко Валентин Иванович

Ведущая организация: Институт «ТатНИПИнефть»

ОАО «Татнефть» имени В. Д. Шашина

Защита диссертации состоится «23» декабря 2011 года в 14 00 часов, в конференц-зале на заседании диссертационного совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 520.020.01 при открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу: 450005, г. Уфа, ул. 8-ое Марта, 12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика».

Автореферат разослан «22» ноября 2011г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор химических наук

Д.А. Хисаева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Одной из актуальных проблем нефтедобывающей промышленности является снижение себестоимости добычи нефти. Большая часть затрат на подъем нефти приходится на энергетические затраты. Задача уменьшения энергетических потерь требует широкомасштабных научных исследований по вопросам энергосбережения на уровне «призабойная зона - ствол скважины». Применяемые в настоящее время методики расчета движения флюидов в стволе скважины и призабойной зоне имеют больше эмпирический характер и ограниченные интервалы применимости. Малая точность результатов расчетов из-за схематического рассмотрения потока фазной жидкости не позволяет учитывать большинство важных параметров и должным образом произвести оптимизацию технологии отбора нефти из пласта на этапе проектирования и эксплуатации скважин. Поэтому все большую актуальность для ускорения решения оперативных задач отбора нефти из пласта при формировании геолого-технических мероприятий приобретает использование программ вычислительной гидрогазодинамики, основанной на численных методах, которые многократно увеличивают процесс оценки эффективности подъема фазной жидкости с забоя скважин. Применяемые математические модели, основанные на итерационном решении уравнений Навье-Стокса, турбулентности и конвективно-диффузионного переноса позволяют получить более полные характеристики изменения параметров двухфазного потока на рассматриваемых участках ствола скважины и использовать их при прогнозировании притока нефти из пласта и установлении режимов работы скважин.

Цель работы - изучение структуры потока при подъеме обводненной нефти в системе «призабойная зона - ствол скважины» с учетом влияния контура перфорации, скольжения фаз и характеристик флюидов для создания оптимальной технологии отбора продукции скважин.

Объект исследования. В качестве объектов исследования в диссертации рассматриваются однофазные и двухфазные гидродинамические потоки жидкости притока из пласта и в стволе скважины по технологическим характеристикам скважин ОАО «Оренбургнефть».

Предмет исследования. В качестве предмета исследования приняты характеристики гидродинамических потоков (скорость, содержание фаз, давление и т.д.) на участках ствола скважины: «забой, интервал перфорации, подъемные трубы» для вертикальных (ВС) и горизонтальных стволов (ГС). Основные задачи исследования '

1. Анализ существующих методик описания многофазного потока в стволе скважины и выявление их областей применимости.

2. Оценка гидродинамического моделирования участков ствола скважины при различных параметрах коллектора и режимах течения в фонтанных и насосных скважинах с ЭЦН и ШГН с выбором оптимальных режимов отбора жидкости.

3. Оценка влияния угла наклона контура перфорации на формирование структуры потока.

4. Выбор оптимальных интервалов перфорации для скважины № 1546 Ибряевского месторождения на основе рассмотренного ряда численных задач.

Методы исследования. Решение поставленных задач базируется на численном моделировании гидродинамических потоков жидкостей на участках «Призабойная зона - ствол скважины» с использованием итерационных методов расчета. Основу математических моделей составляют уравнения Щвье-Стокса, турбулентности и конвективно-диффузионного переноса. В исследовании используются физические свойства водонефтяного потока и модель стандартной турбулентности (к-е), а также данные технологических характеристик скважин ОАО «Оренбургнефть».

Научная новизна

1. Установлено, что обводненность в стволе скважины на рассматриваемых участках - «призабойная зона - ствол скважины» зависит от скорости потока скважинной жидкости. По результатам численных расчетов получена обобщающая количественная зависимость обводненности от числа Рейнольдса потока.

2. Численными исследованиями установлено, что изменение угла наклона контура перфорации к направлению потока сокращает энергетические потери в области перфорационных отверстий. Для рассмотренных горизонтальных участков ствола скважин применение перфорационных отверстий под минимальным углом (20°) к оси ствола скважины позволяет снизить потери давления в области перфорации более чем в 4 раза.

3. Путем изучения структуры потока двухфазной жидкости на трехметровой модели ствола скважины (участок «призабойная зона - ствол скважины») выявлены неравномерность распределения фаз как по поперечному, так и по продольному сечению ствола скважины: при низких скоростях притока малообводненной нефти (0,05м/с при 5% обводненности) большее содержание нефти у стенок, а большее содержание воды в центре ствола скважины, во всех ее сечениях.

4. Установлено, что на рассматриваемой трехметровой модели горизонтального ствола скважины структура потока однофазной жидкости при ламинарном характере течения представляет собой две вращающиеся в противоположных направлениях спирали, приводящие к увеличению длины траектории частицы жидкости, за счет возрастания энергетических потерь по сравнению с «классическим» ламинарным потоком.

Зачищаемые научные положения

1. Научно-методические основы обоснования эффективности применения типа перфорации «под углом к направлению потока».

2. Расчет и выбор оптимальной плотности перфорационных отверстий на

примере скважины №1546 Ибряевского месторождения.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечена использованием современных пакетов моделирования, совпадением результатов исследования с опытными данными.

Практическая значимость и реализация результатов работы

1. По результатам промысловых испытаний установлено и рекомендовано, что для малодебитных скважин процесс скольжения фаз сопровождается с большей интенсивностью и, как следствие, способствует искажению данных промысловых измерений.

2. Исследована динамика притока в зоне перфорационных отверстий по скважине №1546 и получен факт возмущающего характера влияния скорости потока на основной поток. Установлено, что турбулентность потока растет с ростом скорости и соотношением распределения фаз.

3. По результатам диссертационного исследования разработана методика определения конфигурации перфорационных отверстий и выбора режима отбора нефти по стволу скважины и передана в НГДУ «Бугурусланнефть» для практического использования.

Личный вклад автора.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, их решение и анализ полученных результатов. Также автору принадлежат определение оптимальных габаритных размеров моделей, определение адекватности сеточных структур, выбор оптимальных допущений и методика выбора интервала и плотности перфораций пласта.

Апробация работы.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на VIII Конгрессе нефтегазопромышленников России. Секция А. (Уфа, 26 мая 2009), семинарах НПО «Нефтегазтехнология», УфаНИПИнефть (г. Уфа, 20072010 гг.), в нефтяной компании «ТНК-ВР» (г. Москва, 2008 - 2009гг.).

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ, из них 5 - в изданиях, входящих в перечень ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы.

Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 85 наименований. Работа изложена на 176 страницах, в том числе содержит 8 таблиц, 94 рисунка.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цель и основные задачи исследования, научная новизна, основные защищаемые положения и показана практическая значимость работы.

В первой главе проведен обзор работ по теме диссертации, выявлены проблемы, связанные с технологиями разработки нефтяных пластов, в частности по механизму движения многофазных жидкостей в подъемных трубах скважин фонтанных, с электроцентробежными насосами (ЭЦН) и штанговыми глубинными насосами (ШГН). При этом принято, что в зоне «призабойная зона-ствол скважины» отбор двухфазной жидкости осуществляется в режиме Рзаб>Рнас. Отмечено, что данная проблема достаточно широко ' исследовалась как теоретическим, так и экспериментальным путем такими известными учеными как А.П. Крылов, И.М. Муравьев, И.Т. Мищенко, JI.X. Ибрагимов, Г.З. Ибрагимов, Н.И. Хисамутдинов, K.P. Уразаков, В.А. Сахаров, Г.С. Лутошкин, Х.Х. Гумерский, В.Г. Грон, П.Д. Ляпков и многими другими.

Для указанной области (Рзаб>Рнас) механизм движения двухфазного потока иллюстрируется на рисунке 1, где для скважин фонтанных, с электроцентробежными насосами (ЭЦН) и штанговыми (ШГН) выделены 3 области энергетического состояния для двухфазной зоны (рисунок 1, а, б, в). В фонтанных скважинах, непрерывное движение протекает за счет энергии

пласта, расходуемой на преодоление сил сопротивления, равной \Узаб = \Уп+\Уи, где - природная энергия, \Уи - энергия искусственного фонтанирования. Для скважин с ЭЦН к природной энергии добавляется энергия погружного насоса, тогда \V3a6 = \Уп+\Уэцн, а для скважин со штанговыми насосами ДУзаб = \Уп+\Ушгн. Если при отборе продукции фонтанным и электроцентробежными насосами обеспечивается непрерывный режим, то для случая с ШГН (рисунок 1в) отбор жидкости осуществляется в режиме импульсно-периодического движения жидкости, передаваемого от энергии насоса при ходе вверх и вниз.

Рисунок 1 - Иллюстрация к механизму движения двух (трехфазного) потока в трубах в фонтанных скважинах, скважинах с ЭЦН и ШГН

Анализ опубликованных работ по этой проблеме показал, что одной из наиболее важных проблем в установлении режима работы скважины является гидродинамика потока пластовых флюидов в призабойной зоне и стволе, многофазного потока с учетом области перфорации пласта.

Однако отсутствие универсальных методик, кроме экспериментальных и теоретических, объединяющих все возможные режимы работы скважин, не позволяет автоматизировать расчет режима течения двухфазного потока. Имеющиеся методики непригодны для оперативного компьютерного определения оптимальных режимов работы при формировании различного рода ГТМ по скважинам. Повышение же рентабельности эксплуатации скважин неразрывно связано со структурой потока, физическими свойствами флюидов, режимами работы и, конечно же, геометрическими параметрами скважин -кривизной траекторий ствола, углом наклона скважины, количеством и видом перфорационных отверстий. Создание обобщенного алгоритма для оперативного исследования характера процессов, происходящих в стволе скважины, при различных возмущающих воздействиях, с анализом их влияния и взаимовлияния является актуальной востребованной задачей в промысловых условиях.

Во второй главе описываются: методика численного исследования процессов и явлений в стволе скважины, этапы построения моделей и методы решения задач моделирования течения двухфазной жидкости на участке вертикального ствола (ВС), в режиме непрерывного течения флюидов по стволу с изучением процессов массопереноса фаз (рисунок 1 а, б).

В результате применения методов вычислительной гидрогазодинамики и ее основных инструментов - пакетов построения трехмерной геометрии, пакетов моделирования гидродинамических течений становится возможным определение основных структур течения в стволе скважины. Проведение вычислительных расчетов основывается на последовательности операций, которые можно обобщить и представить как этапы моделирования. В свою очередь, этапы моделирования, при рассмотрении определенного круга задач в более развернутом виде, формируют методику численного исследования процессов и явлений в стволе скважины.

Для более детального представления специфики структуры потока в стволе вертикальной скважины был рассмотрен ряд модельных задач.

Задающие и возмущающие воздействия эквивалентные влиянию энергетического состояния пласта и работе насосного оборудования моделируются установлением различных значений граничных условий. Были рассмотрены задачи с обводненностью коллектора - 5, 10, 30, 50, 70%, в широком диапазоне скоростей несущего потока и притоков в области перфорации (0.0001 - 1.5 м/с).

При решении первой серии задач были приняты следующие основные допущения.

1. Продукция скважин - несжимаемые жидкости.

2. Задачи решаются в стационарной и нестационарной постановке.

3. Для некоторых задач пульсациями параметров на входе пренебрегаем -приняты постоянными скорость, давление и параметры турбулентности.

4. Изменение температурного поля пренебрежимо мало.

5. Неравномерность параметров (расхода, давления) не учитывается.

6. Коллектор считается условно однородным.

Граничными условиями для решаемых задач явились:

1. Основной вход в участок ствола ВС: задано нулевое значение скорости V//- 0м/с, что соответствует рассмотрению области вблизи зумпфа.

2. В области перфорационных отверстий величина скорости флюида Рпрф= 0.451м/с при содержании фаз 0.95 (содержание пяти процентов воды на входе), что является аналогом режимов течения в скважинах Ибряевского месторождения НГДУ «Бугурусланнефть».

3. На выходе задано значение давления, которое равно Рвых-10.07МПа.

! В качестве флюида рассматривается жидкость со свойствами реальной нефти и воды. Для построения количественных зависимостей параметров потока по участку ствола расчетная область разбита сечениями съема параметров. Результаты численных исследований представлены на рисунке 2.

Из рисунка 2 видно распределение характеристик потока вдоль ствола скважины. Турбулентный режим течения в зоне перфорации (число Рейнольдса

6906) показывает, что наблюдается процесс накопления фазы воды ниже

области перфорации, а также - образование структуры потока с преобладанием фазы воды у стенок ствола.

*

30 =а 0.82

=

29 £ -9 0.8

28 сечения съема параметров — 0.78

27 (основные сечения по а 0.76

26 которым происходит

отслеживание изменения | 0.74

25 основных характеристик ££ 0.72

24 потока - скорости, к м

23 давления, диссипации, X 0.7

турбулентной энергии. .а »о о 0.68

22 = Ч а» 0.66

а)

0.9

0.8

0.7

ж

3 0.6

к

с.

£ 0.5

3 0.4

О

0.3

0.2

О.Г

0

перфорационные отверстия (в целях упрощения моделируется прямоугольными)

нижняя граница -моделируется как стенка (У=0) (подразумевается установленный зумпф)

Рисунок 2 - Расположение сечений определения параметров на поле содержания флюидов в период накопления фазы воды ниже области перфорации.

32% - содержании воды

50

60 70 Время, с

30 35 Л»сечении

б)

Рисунок 3 - График изменения содержания фаз: (а) среднего значения в рассматриваемом объеме скважинного пространства (0 - вода, 1 - нефть, 0-1 смесь веществ), (б) среднего значения по площади сечений в период установившегося равновесного

состояния (рисунок 2).

Взаимодействие притоков из перфорационных отверстий перераспределяет направление скорости потока как вверх по стволу, так и вниз, формируя тем самым ниже области перфорации зону циркуляции.

По мере продвижения потока по стволу также наблюдается постепенное размывание водяной фазы до центральной оси ствола, благодаря чему поток становится более однородным. Происходит процесс отставания фазы воды от фазы нефти, что в итоге приводит к накоплению воды на участке ствола и в зоне перфорационных отверстий (рисунок 3).

Подтверждением накопления фазы- воды служит также динамика изменения интегрального значения содержания фаз по объему рассматриваемой области - 32%, в противовес 5% обводненности коллектора (рисунок За, б).

Для ряда рассмотренных задач справедливо существование центрального потока, интенсивность которого зависит от скорости потока на входном участке моделируемого ствола. Возрастание скорости движения потока имеет линейный характер с повышением параметра в области перфорации. Схожий -линейный характер изменения также носит турбулентная энергия и диссипация. Зависимость полного давления также близка к линейной, что говорит о преобладании гидростатического давления над динамическим (рисунок 4а).

Интегральные характеристики показывают, что накопление воды в стволе скважины происходит при малых скоростях течения потока, а механизм течения жидкости в стволе маподебитной скважины не отражает действительное соотношение фаз в пласте. В частности, обводненность продукции в стволе скважины (рисунок За) не соответствует реальной обводненности жидкости в коллекторе, она значительно выше ее, что является результатом скольжения фаз. Поэтому данные об обводненности поступающей из малодебитной скважины продукции не являются истинными.

Исследование процессов массопереноса фаз в стволе скважины позволило выявить новые закономерности движения двухфазного потока, заключающиеся в том, что большая скорость потока препятствует

формированию зон концентрации воды, присутствующая в поступающей смеси вода оттесняется к краям (стенкам) ствола скважины.

о- -В*.

5070500 -

та Р 5070000 -

аГ 5069500

5

X а* 5069000

в в 5068500 -

ч а 5068000

X Ч 5067500 -

о с 5067000 -

5066500 -1

-О*.

■о-

43».

' 43-

■а.

■о-

а - -о - о

"Ек.

тз

'а.

■о - о . $

а

•о

10 12 № сечения

скорость гютока 0.1 скорость гютока 0.9

О - скорость потока 0.7 —□ ■ скорость потока 1.5

(а)

Рисунок 4 - Средние по площади сечения (рисунок 2) значения параметров потока однородной жидкости (нефть) на участке вертикального ствола скважины при различных значениях величины скорости на входе: (а) скорость; (в) полное давление.

1 1

0.99 0.98

1 0.97

2 0.96 §0-95 1 Я 0.94 " £ 0.93

0.92 0.91 0.9

Ч ■ * «Ця"

<Л,

: Ч

V

р? »Ж,-

\

-о

■А...

0.1

0.9

-0.7 1.5

о

10 12 № сечения

(е)

Рисунок 5 - Средние значения по сечениям содержания фаз (вода-0, нефть-1) на участке вертикальной скважины.

Низкие значения скоростей способствуют формированию центров накопления воды. Динамика изменения концентрации нефти во времени носит циклический синусоидальный характер, что можно отнести к структуре образующегося потока (рис. 5). Большие скорости - характеризуют изменение содержания фаз по объему в малых границах, в противоположность - малые скорости характеризуют значительные изменения содержания фаз по времени. Рассмотрение полей содержания фаз позволяет выделить зоны сконцентрировавшейся воды и нефти соответственно (рисунок 6).

Среднее значение содержания воды в рассмотренном объеме скважины -44-45% в противовес 5%-му содержанию воды в коллекторе (рисунок 66) говорит о накоплении фазы воды в стволе скважины при заданных параметрах

ее эксплуатации

Содержание фаз вода-нефть

Дании тока в стволе скеажани

1

0.95

О.Э

0.85

0.8

0.75

0.725

0.7

0.65

0.6

0.575 0.55

0.5

0.45

0.425

0 4 0.35

0 3

0 25

0.2

вяв 0.15

ИИ 0.1

0

Я /11 > 'У

перфо[Н1цня №1

а б в

¡она накопления фазы Iводи (наибольшая рйркупяция)

Рисунок 6 - Характеристики потока: (а) График значений содержания фаз по окружностям различного радиуса на сечении 1 - области зоны перфорации №1; (б) Частицы воды, визуализированные в стволе скважины в области зоны перфорации №1; (в) линии тока по стволу скважины в области зон перфорации №1 и №2.

Изменение скорости потока показывает колебание его среднего значения по объему в пределах малых значений, что подтверждает продвижение структурированного потока.

При скоростях притока 0.05м/с обводненностью 5% в области вертикального ствола скважины, близкой к перфорационной зоне при дебите порядка 70 м3/сут, наблюдается следующее распределение фаз - большее содержание нефти у стенок скважины и большее содержание воды в центре ствола скважины (рисунок 7).

Содержание фаз 0.2-0.4

Содержание фаз 0.8-1

■•-•Л

Содержание фаз..0.2

Ч........... ,Г.

-^■"Я"!.....

Содержание фаз 0.6-0

0.01

0.02

о. аз

—«—

0.04

0.05

Э.06 Радюге.м

Меньше 0.2 —" Больше 0.2 Меньше0.4

Больше 0.4 Меньше 0.6 —*- Больше 0.6 Меньше 0.8

—* - Больше 0.8 Меньше 1

Рисунок 7 - Распределение фаз по радиусу сечения ствола скважины.

В стволе скважины наряду с внутренними действуют и внешние факторы, имеющие значительное влияние на структуру потока. К одним из таких факторов относится работа глубинного оборудования (работа насосов), и, как следствие, нестационарный, пульсирующий характер потока при добыче обводненной нефти.

В третьей главе приводятся результаты исследования влияния изменения конфигурации элементов ствола скважины на параметры эксплуатации в случаях ВС, режима течения, работы обводненных скважин, влияния кривизны траектории ствола скважины на параметры потока при режиме непрерывного отбора жидкости (рисунок 1а,б).

Исследование влияния контура перфорации в случае ВС показало, что при изменении угла наклона контура перфорационных отверстий (45° по направлению потока) пикового увеличения скорости течения с таким же резким падением в областях зон перфорации, как для угла наклона контура в 90°, не возникает.

В ходе рассмотрения ряда задач с различным углом притока нефти был построен график зависимости удельных потерь давления в зависимости от угла наклона контура перфорации (рисунок 8). Так, при обеспечении угла наклона

J

притока в 20-30 градусов потери давления на рассматриваемом участке в четыре раза меньше, нежели потери при притоке под углом в 90° при равнозначных условиях. Постепенное увеличение угла притока приводит к повышению удельных потерь давления.

Установлена и доказана целесообразность изменения контура наклона перфорационных отверстий для обеспечения минимального рассогласования угла между потоками в интервалах перфорации и основным потоком в стволе скважины, что позволяет более эффективно использовать энергию пласта за счет снижения перепада давления.

Схожие черты формирования структуры потока (рисунок 8) позволяют высказать предположение, что изменение угла наклона контура перфорации

позволяет увеличить длину

к

5 X

Ф

с; о и 4

а. 2 ® "й .2 о с с о 3

X

л

с; аз

£

50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0

взаимопроникновения потоков, а энергетический потенциал потока не расходуется на хаотичное смешивание, как в случае угла наклона контура перфорации в 90°.

20 40 70 90

Угол наклона перфорации, градусы

Рисунок 8 - Удельные потери давления при различном угле наклона контура перфорации

1

к

ВТ

лиштаНш

...........Р

"ШШШВ^Шл : г ш

.....А 4Ш

(а)

(б)

1

0.£ 0.9796 0.9694 0.9592 0.949 0.9388 0.9286 0.9184 0.9082 | 0.898

Рисунок 9 - Поле содержания фаз (вода-нефть) по плоскости '¿У: (а) угол наклона контура перфорации - 20°; (б) угол наклона контура перфорации - 90°.

Исходя из рисунка 9 видно, что характер распределения воды и нефти по стволу скважины при различных типах перфораций имеет общие закономерности изменения.

Результаты расчетов показывают, что унос фазы воды происходит по спиралевидным траекториям. В верхнем участке ствола происходит взаимодействие спиралевидных структур, благодаря чему фаза воды попадает в центральную часть ствола скважины. Происходит постепенное размазывание фазы воды по стенкам. Такое поведение потоков характерно для рассматриваемых режимов течения, но отход от режимов может привести к различного рода негативным явлениям:

малая скорость потока (малая расходная составляющая основного потока) увеличивает зону влияния потоков из перфорационных отверстий на основной поток и тем самым увеличивает зону распространения воды по сечениям.

направление перфорации под углом 90° негативно влияет на поток, размазывая фазу воды по стволу скважины и способствуя проникновению воды в основную часть ствола и тормозя основной поток.

В качестве примера образования спиралевидных структур на рисунке 10 приведены векторы скоростей по поперечным сечениям в области перфорационных отверстий при угле контура перфорации 20 и 90 градусов.

т

(а)

(б)

Рисунок 10 - Траектории линий тока (а) угол контура перфорации 20°; (б) угол контура перфорации 90°

В четвертой главе приводится расчет и выбор оптимальной плотности перфорационных отверстий по скважине №1546 Ибряевского месторождения, а также приводятся результаты исследования нестационарного характера течения на участке ствола скважины (рисунок 1в), когда движение жидкости осуществляется энергией пласта и спущенным штанговым насосом. Кроме того, рассмотрено влияние перфорационных отверстий, имеющих в своем активе различный энергетический потенциал пластов, которые при взаимодействии могут образовывать внутрискважинные перетоки.

Для упрощения задачи и множеств факторов, определяющих цикличность изменения параметров потока, что было заменено на эквивалентное общее циклическое изменение скорости на выделенном участке скважины подчиняющееся следующему закону: V = У0 + А сс«(ал), где А - комплексный параметр, связанный с величиной утечек, дебитом и цикличностью работы насоса; сск(см) - учет временного фактора и динамики работы насоса; У0 -среднее значение скорости потока при эксплуатации на определенном сечении скважины (рисунок 11).

На основе численного исследования рассмотренной задачи можно заключить о том, что малые изменения давления вызывают появление

внутрискважинных перетоков, что негативно сказывается на процессе добычи нефти.

Отличительной особенностью рассматриваемой модели является ее пригодность и для моделирования нестационарного состояния движения жидкости в стволе скважины, характерное для скважин со штанговыми насосными установками, когда в подъемных трубах создаются периодические изменения расхода жидкости за счет хода плунжера верх и вниз.

Выполненные результаты численных исследований кинематики движения двухфазного потока и полученные автором численные значения градиентов

давления были

е.

вр,

<2р,

□

t

й«

t

□

т

]"* ЙР, QPTI

♦

□

t

Qei f

□ т

QP

da

I

□

ОР>

сопоставлены с

результатами экспериментальных

исследований, приведенных

2

в работах Хисамутдинова Н.И., Ибрагимова Т.З., ар„ о,, г,, д которые показали

относительную

вР,

й

погрешность в пределах 1.95-2.5 % для различных режимов.

Рисунок 11 - Схема возможных случаев движения нестационарного потока в области перфорации при отборе нефти штанговыми насосами, где 0 - расход жидкости в трубах, а параметры ДР,С>,Т,С) соответственно давление, расход, температура и содержание фаз.

Аналогичная оценка достоверности методики изучения численных характеристик потока в двухфазной области по градиентам давления и температур, использованной автором была сопоставлена с результатами исследований H.H. Непримерова, что показало расхождение параметров

плотностей жидкости и градиентов давления в одноименных сечениях (рисунок 2) не более 5%.

Основные выводы и рекомендации были проверены в промысловых условиях на скважине 1546 Ибряевского месторождения ОАО «Оренбургнефть» (рисунок 12).

Были рассчитаны профили притока к стволу скважины для плотности

перфорационных отверстий 12; 8 и 4 отв./м. Результаты расчетов показали, что при наличии расстояния от краевых перфорационных отверстий до кровли или подошвы пласта на краях перфорационной зоны интенсивность притока

возрастает.

Рисунок 12 - Вертикальная проекция БННС скважины № 1546 Ибряевского месторождения. Масштаб по вертикали 1:10000, по горизонтали 1:5000

Рассмотренный ряд задач показал, что при плотности перфораций 8 отв./м. удельный приток нефти на 0.1-0.3% выше, чем при плотности 12 отв./м и на 0.2-0.8% выше по сравнению с плотностью 4 отв./м.

Плотность перфорации

Рисунок 13 - Изменение удельного притока нефти из области перфорации в зависимости от плотности перфорационных отверстий

о •8-а.

Бё

а С

0.000319

0.000318

0.000317

0.000316

0.000315

4 отв./м 8атв.,м 12отвЛ,

Кроме того, выявлено, что максимальная продуктивность перфорированной области пласта достигается при плотности перфорации 8 отв./м. На рисунке 13 приведена гистограмма, показывающая удельную величину притока нефти в зависимости от плотности перфорационных отверстий.

Представленные выше модельные варианты были реализованы и проанализированы. На основе рекомендуемых ГТМ по скважине № 1546 Ибряевского месторождения (пласт В]) прирост начальных извлекаемых запасов в области дренажа составил 18 тыс.т нефти. Расчет технико-экономических показателей и определение эффективности предлагаемой схемы перфорации показали, что при цене нефти на внутреннем рынке в 8000 руб/т, технологический эффект от применения новой схемы перфорации составил 995 т дополнительно добытой нефти, экономический эффект- 1.109 млн.руб.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе полученной количественной зависимости процесса накопления водной фазы на трехметровом расчетном участке ствола скважин от числа Рейнольдса потока получены технологические условия накопления водяной фазы в стволе скважины. Показано, что для условий Ибряевского месторождения накопление водной фазы в стволе вертикальной скважины происходит по мере снижения дебита. Также установлено, что с повышением скорости потока происходит выравнивание содержания фаз по сечению до значении обводненности в перфорационных отверстиях.

2. Установлено:

при удалении от перфорационных отверстий до 0,2-0,3 м отмечаются зоны интенсивного перемешивания и структуроформирования фаз; распределение фаз имеет неравномерный характер как по поперечному, так и по продольному сечению ствола скважины;

для скважин Ибряевского месторождения при скоростях притока малообводненной нефти 0.05м/с в области вертикального ствола скважины,

близкой к перфорационной зоне, при дебите порядка 70 м3/сут наблюдается следующее распределение фаз - большее содержание нефти у стенок скважины, а большее содержание воды в центре ствола скважины;

в отличие от существующих представлений о ламинарном потоке в горизонтальных участках ствола скважины структура потока жидкости представляет собой две вращающиеся в противоположных направлениях спирали, что приводит к возрастанию энергетических потерь по сравнению с «классическим» ламинарным потоком.

3. Путем численного исследования влияния Наклона контура перфорации на структуру потока установлено, что образовавшаяся спиралевидная траектория линий тока зависит от угла наклона контура перфорации и имеет колебательный характер в малых диапазонах охвата, чем больше угол контура перфорационных отверстий (предельно 90°), тем выше диссипация и скорость потока. В горизонтальных скважинах применение перфорационных отверстий, обеспечивающих приток пластовой жидкости под минимальным углом к оси ствола скважины, позволяет снизить потери давления в области перфорации более чем в 4 раза.

4. Результатами исследования влияния нестационарного состояния движения жидкости в стволе скважины на параметры пласта в призабойной зоне установлено, что пульсации потока приводят к возникновению внутрискважинных межперфорационных перетоков, интенсивность которых зависит от энергетического состояния разрабатываемых объектов.

5. | Установлено, что удельный приток нефти имеет свой максимум при плотности 8 перфорационных отверстий/м для полого направленной скважины № 1546 Ибряевского месторождения, что позволило получить в результате ГТМ технологический эффект 18 тыс. т с экономической эффективностью в 1,109 млн] руб.

6.

Рекомендации автора позволяют без проведения дистанционных

исследований (дебитомер, манометр, термометр), при известных технологических характеристиках режимов работы и физико-химических

свойствах пластовых флюидов, оптимизировать и выбрать наиболее эффективную конфигурацию интервала перфорации, зоны и точки ввода деэмульгаторов для предупреждения образования стойких эмульсий в стволе, ввода противокоррозионных растворов и снижения забойного давления за счет оптимизации движения фаз.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих научных трудах:

в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ:

1. Фатхлисламов М.А., Исследование процессов турбулентного движения однородной жидкости в стволе горизонтальной скважины при различных типах перфорационных отверстий / М.А. Фатхлисламов, И.В. Владимиров, О.П. Торопчин, С.А. Кротов // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - М.: ВНИИОЭНГ. - 2009. - № 9.

- С.36-40.

2. Фатхлисламов М.А. Изменение ламинарного характера движения однородной жидкости в поле сил тяжести при наличии распределенных источников (перфорационных отверстий) в горизонтальном стволе скважины / М.А. Фатхлисламов, О.П. Торопчин // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - М.: ВНИИОЭНГ.

- 2009. —№ 11.- С.40-45.

3. Фатхлисламов М.А. Исследование процессов турбулентного, вязкого движения двухфазной жидкости в пологонаправленном стволе скважины при различных свойствах коллектора / М.А. Фатхлисламов, Т.Г. Казакова, О.П. Торопчин, A.C. Кротов // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ, 2010. - № 1.

- С.79-84.

4. Фатхлисламов М.А. Поиск оптимальных условий притока пластовой жидкости в ствол горизонтальной скважины через перфорационные отверстия / М.А. Фатхлисламов, Т.Г. Казакова, О.П. Торопчин // НТЖ

«Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». -М.-.ВНИИОЭНГ.-2010. -№5.-С. 10-14.

5. Фатхлисламов М.А.Численное исследование оптимальных условий притока пластовой жидкости в ствол вертикальной скважины через перфорационные отверстия / М.А. Фатхлисламов // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - М.: ВНИИОЭНГ. - 2010. - №8. - С.34-39.

В других изданиях:

6. Постановка задачи определения ' влияния неоднородности водонасыщенности пластового потока на добычу природного газа / М.А. Фатхлисламов, И.В. Владимиров, О.П. Торопчин // VIII Конгресс нефтегазопромышленников России. Секция А. «Проблемы ресурсо- и энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов»: Научные труды / Уфа, 26 мая 2009: изд-во Монография, 2009.- С 224-225.

Лицензия №223 от 03.08.2000 г. Подписано к печати 17.11.2011 г. Формат 60x84/16. Бумага типографская № 1. Компьютерный набор. Печать офсетная. Усл.-печ. л. 1.36 Тираж 100 экз. Заказ № 554 Отпечатано в типографии ООО «Штайм» Республика Башкортостан, 450005, г. Уфа, ул. 8-е марта, 12/1.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Фатхлисламов, Марат Айратович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. МЕТОДЫ И МЕТОДИКИ РАСЧЕТОВ ДВИЖЕНИЯ СМЕСЕЙ ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ.

1.1. Общие положения.

1.2. Моделирование движения флюидов в стволе скважины. Методы расчетов движения многофазного потока в стволах скважин.

1.3 Анализ методик расчета движения газожидкостных смесей (ГЖС) в колонне насосно-компрессорных труб.

1.4 Особенности расчетов движения газоводонефтяной смеси.

Выводы к главе.

ГЛАВА 2 ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕЧЕНИЙ В ВЕРТИКАЛЬНОМ СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ.

2.1 Постановка задачи исследования процессов и явлений в стволе скважины.

2.2 Методика численного исследования процессов и явлений в стволе скважины.

2.3 Математическая модель потока флюидов в стволе скважины.

2.4 Моделирование течения потоков на вертикальном участке ствола скважины.

2.4.1 Моделирование структуры течения от одной перфорационной зоны на участке вертикальной скважины при расположенном ниже перфорации пакере.

2.4.2 Исследование влияния режимов течения основного потока на структуру течения в стволе вертикальной скважины.

2.4.3 Исследование структуры потока в стволе вертикальной скважины при обводнении коллектора.

2.5. Исследование процессов массопереноса фаз в стволе скважины.

Выводы к главе.

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ КОНФИГУРАЦИИ

ЭЛЕМЕНТОВ СТВОЛА СКВАЖИНЫ НА ПАРАМЕТРЫ ПОТОКА.

3.1 Общие положения.

3.2 Рассмотрение добычи при наклоне контура перфорации 90 и 45°.

3.3 Исследование влияния угла наклона контура перфорации на вертикальном участке скважины.

3.4 Исследование влияния угла наклона контура перфорации на горизонтальном участке скважины.

3.5 Моделирование ламинарного режима течения (дебит порядка 49 м3/сут).

3.6 Моделирования взаимодействия основного ламинарного и турбулентного потока из перфорационных отверстий.

3.7 Рассмотрение задачи при 10% обводнении коллектора.

3.8 Рассмотрение случая 100% заводнение области перфорации.

3.9 Исследование влияния на параметры потока кривизны ствола скважины.

3.9.1. Изменение параметров потока в зависимости от кривизны траектории ствола скважины при однофазном течении воды при равнозначных условиях на входном участке.

3.9.2 Изменение параметров потока в зависимости от кривизны траектории ствола скважины при однофазном течении воды при равнозначных условиях на входном участке.

3.9.3 Изменение параметров потока в зависимости от кривизны траектории ствола скважины при двухфазном течении водонефтяной смеси при равнозначных условиях на входном участке для рассматриваемых моделей.

3.9.4 Изменение параметров потока на криволинейном участке ствола скважины при двухфазном течении водогазовой смеси.

3.10 Исследование режимов течения в стволе скважины при различной степени обводненности коллектора.

Выводы к главе.

ГЛАВА 4 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ НЕСТАЦИОНАРНОГО СОСТОЯНИЯ ДВИЖЕНИЯ ЖИДКОСТИ В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ НА

ПАРАМЕТРЫ ПЛАСТА В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ.

4.1 Общие положения.

4.2 Изменение параметров потока при различном энергетическом балансе (У=У0+Асоз( 1/601:) = 0.2 +0.1соз (1/600.

4.3. Изменение параметров потока при различном энергетическом балансе (У=У0+Асо8(1/6(К) = 0.1 +0.2соз (1/600.

4.4. Оценка достоверности выполненных исследований и пример реализации рекомендаций автора в промысловых условиях.

Выводы к главе.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологии отбора из пласта и подъема двухфазной жидкости в добывающей скважине"

Актуальность темы

Одной из актуальных проблем нефтедобывающей промышленности является снижение себестоимости добычи нефти. Большая часть затрат на подъем нефти приходится на энергетические затраты. Задача уменьшения энергетических потерь требует широкомасштабных научных исследований по вопросам энергосбережения на уровне «призабойная зона - ствол скважины». Применяемые в настоящее время методики расчета движения флюидов в стволе скважины и призабойной зоне имеют больше эмпирический характер и ограниченные интервалы применимости. Малая точность результатов расчетов из-за схематического рассмотрения потока фазной жидкости не позволяет учитывать большинство важных параметров и должным образом произвести оптимизацию технологии отбора нефти из пласта на этапе проектирования и эксплуатации скважин. Поэтому все большую актуальность для ускорения решения оперативных задач отбора нефти из пласта при формировании геолого-технических мероприятий приобретает использование программ вычислительной гидрогазодинамики, основанной на численных методах, которые многократно увеличивают процесс оценки эффективности подъема фазной жидкости с забоя скважин. Применяемые математические модели, основанные на итерационном решении уравнений Навье-Стокса, турбулентности и конвективно-диффузионного переноса позволяют получить более полные характеристики изменения параметров двухфазного потока на рассматриваемых участках ствола скважины и использовать их при прогнозировании притока нефти из пласта и установлении режимов работы скважин.

Цель работы — изучение структуры потока при подъеме обводненной нефти в системе «призабойная зона - ствол скважины» с учетом влияния контура перфорации, скольжения фаз и характеристик флюидов для создания оптимальной технологии отбора продукции скважин.

Объект исследования. В качестве объектов исследования в диссертации рассматриваются однофазные и двухфазные гидродинамические потоки жидкости притока из пласта и в стволе скважины по технологическим характеристикам скважин ОАО «Оренбургнефть».

Предмет исследования. В качестве предмета исследования приняты характеристики гидродинамических потоков (скорость, содержание фаз, давление и т.д.) на участках ствола скважины: «забой, интервал перфорации, подъемные трубы» для вертикальных (ВС) и горизонтальных стволов (ГС). Основные задачи исследования

1. Анализ существующих методик описания многофазного потока в стволе скважины и выявление их областей применимости.

2. Оценка гидродинамического моделирования участков ствола скважины при различных параметрах коллектора и режимах течения в фонтанных и насосных скважинах с ЭЦН и ШГН с выбором оптимальных режимов отбора жидкости.

3. Оценка влияния угла наклона контура перфорации на формирование структуры потока.

4. Выбор оптимальных интервалов перфорации для скважины № 1546 Ибряевского месторождения на основе рассмотренного ряда численных задач.

Методы исследования. Решение поставленных задач базируется на численном моделировании гидродинамических потоков жидкостей на участках «призабойная зона - ствол скважины» с использованием итерационных методов расчета. Основу математических моделей составляют уравнения Навье-Стокса, турбулентности и конвективно-диффузионного переноса. В исследовании используются физические свойства водонефтяного потока и модель стандартной турбулентности (к-е), а также данные технологических характеристик скважин ОАО «Оренбургнефть».

Научная новизна

1. Установлено, что обводненность в стволе скважины на рассматриваемых участках - «призабойная зона - ствол скважины» зависит от скорости потока скважинной жидкости. По результатам численных расчетов получена обобщающая количественная зависимость обводненности от числа Рейнольдса потока.

2. Численными исследованиями установлено, что изменение угла наклона контура перфорации к направлению потока сокращает энергетические потери в области перфорационных отверстий. Для рассмотренных горизонтальных участков ствола скважин применение перфорационных отверстий под минимальным углом (20°) к оси ствола скважины позволяет снизить потери давления в области перфорации более чем в 4 раза.

3. Путем изучения структуры потока двухфазной жидкости на трехметровой модели ствола скважины (участок «призабойная зона -ствол скважины») выявлены неравномерность распределения фаз как по поперечному, так и по продольному сечению ствола скважины: при низких скоростях притока малообводненной нефти (0,05м/с при 5% обводненности) большее содержание нефти у стенок, а большее содержание воды в центре ствола скважины, во всех ее сечениях.

4. Установлено, что на рассматриваемой трехметровой модели горизонтального ствола скважины структура потока однофазной жидкости при ламинарном характере течения представляет собой две вращающиеся в противоположных направлениях спирали, приводящие к увеличению длины траектории частицы жидкости, за счет возрастания энергетических потерь по сравнению с «классическим» ламинарным потоком.

Зачищаемые научные положения

1. Научно-методические основы обоснования эффективности применения типа перфорации «под углом к направлению потока».

2. Расчет и выбор оптимальной плотности перфорационных отверстий на примере скважины №1546 Ибряевского месторождения.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечена использованием современных пакетов моделирования, совпадением результатов исследования с опытными данными.

Практическая значимость и реализация результатов работы

1. По результатам промысловых испытаний установлено и рекомендовано, что для малодебитных скважин процесс скольжения фаз сопровождается с большей интенсивностью и, как следствие, способствует искажению данных промысловых измерений.

2. Исследована динамика притока в зоне перфорационных отверстий по скважине №1546 и получен факт возмущающего характера влияния скорости потока на основной поток. Установлено, что турбулентность потока растет с ростом скорости и соотношением распределения фаз.

3. По результатам диссертационного исследования разработана методика определения конфигурации перфорационных отверстий и выбора режима отбора нефти по стволу скважины и передана в НГДУ «Бугурусланнефть» для практического использования.

Личный вклад автора.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, их решение и анализ полученных результатов. Также автору принадлежат определение оптимальных габаритных размеров моделей, определение адекватности сеточных структур, выбор оптимальных допущений и методика выбора интервала и плотности перфораций пласта.

Апробация работы.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на VIII Конгрессе нефтегазопромышленников России. Секция А. (Уфа, 26 мая 2009), семинарах НПО «Нефтегазтехнология», УфаНИПИнефть (г. Уфа, 2007-2010 гг.), в нефтяной компании «ТНК-ВР» (г.

Москва, 2008 - 2009гг.). Публикации.

По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ, из них 5 - в изданиях, входящих в перечень ВАК Минобрнауки РФ. Структура и объем работы.

Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 85 наименований. Работа изложена на 176 страницах, в том числе содержит 8 таблиц, 94 рисунка.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Фатхлисламов, Марат Айратович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе полученной количественной зависимости процесса накопления водной фазы на трехметровом расчетном участке ствола скважин от числа Рейнольдса потока получены технологические условия накопления водяной фазы в стволе скважины. Показано, что для условий Ибряевского месторождения накопление водной фазы в стволе вертикальной скважины происходит по мере снижения дебита. Также установлено, что с повышением скорости потока происходит выравнивание содержания фаз по сечению до значении обводненности в перфорационных отверстиях.

2. Установлено: при удалении от перфорационных отверстий выше по стволу на 0,2-0,Зм выявляются зоны интенсивного перемешивания и структуроформирования фаз; распределение фаз имеет неравномерный характер как по поперечному, так и по продольному сечению ствола скважины. для скважин Ибряевского месторождения при скоростях притока малообводненной нефти 0.05м/с в области вертикального ствола скважины, близкой к перфорационной зоне, при дебите порядка 70 м /сут наблюдается следующее распределение фаз - большее содержание нефти у стенок скважины, а большее содержание воды в центре ствола скважины; установлено что в горизонтальных участках ствола скважины структура потока жидкости представляет собой две вращающиеся в противоположных направлениях спирали, что приводит к возрастанию энергетических потерь по сравнению с «классическим» ламинарным потоком.

3. Путем численного моделирования влияния наклона контура перфорации на структуру потока установлено, что образование спиралевидных траекторий линий тока зависит от угла наклона контура перфорации и носит колебательный характер в малых диапазонах охвата (до 0.2 м), чем больше угол контура перфорационных отверстий (предельно 90°), тем выше диссипация (0,002 -0,011) и скорость потока (0,17-0,22). В горизонтальных скважинах применение перфорационных отверстий, обеспечивающих приток пластовой жидкости под минимальным углом к оси ствола скважины, позволяет снизить потери давления в области перфорации более чем в 4 раза.

4. Результатами моделирования нестационарного режима движения жидкости в стволе скважины установлено, что пульсация потока приводит к возникновению внутрискважинных межперфорационных перетоков, интенсивность которых зависит от энергетического состояния разрабатываемых объектов (пластового давления).

5. Установлено, что удельный приток нефти имеет свой максимум при плотности 8 перфорационных отверстий/м для скважины №1546

Ибряевского месторождения. Проведенное ГТМ позволило получить в результате технологический эффект 18 тыс. т с экономической эффективностью в 1,109 млн. руб.

6. Рекомендации автора позволяют без выполнения дистанционных исследований (дебитомерии, барометрии, термометрии), при известных технологических характеристиках режимов работы скважин и физико-химических свойствах пластовых флюидов, оптимизировать и выбрать рациональную конфигурацию интервала перфорации, зоны и точки ввода деэмульгаторов для предупреждения образования стойких эмульсий в стволе, ввода противокоррозионных растворов и снижения забойного давления за счет оптимизации движения фаз.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Фатхлисламов, Марат Айратович, Уфа

1. Акбулатов Т.О. Вынос частиц шлама из горизонтального ствола скважины. /Нефть и газ. 2000. - № 1. - С. 34-38.

2. Акчурин Х.И., Струговец Е.Т., Янгуразов А.Е. Гидравлическая перфорация в боковых стволах с помощью малогабаритных скважинных устройств. /Бурение. 2002. - № 1. - С. 20-22.

3. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Чекушин В.Ф.: Обоснование конструкции горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин для освоения нефтяных месторождений. Изд. Техника, 2001, 191с

4. Алямовский A.A. и др. SolidWorks. Компьютерное моделирование в инженерной практике/ Авторы: Алямовский A.A., Собачкин A.A., Одинцов Е.В., Харитонович А.И., Пономорев Н. Б. СПб.: БХВ-Петербург. 2005 - 800 е.: ил.

5. Андриасов P.C., Мищенко И.Т., Петров А.И. и др. Справочное руководство по проектированию и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. Ред. Ш.К. Гиматудинова/ М., 1983,455с.

6. Балуев A.A. Бурение продуктивных пластов в условиях равновесия (депрессии) в системе скважина-пласт. /Нефтяное хозяйство. — 2001. № 9. -С. 38-39.

7. Балуев A.A. Перспективы бурения многоствольных скважин на месторождениях Сургутского свода. Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 8. -С. 33-34.

8. Балуев A.A., Лушпеева O.A., Усачев Е.А., Грошева T.B. Эффективность применения биополимерных растворов при бурении боковых стволов с горизонтальным участком. /Нефтяное хозяйство-2001. № 9. - С. 35-37.

9. Балуев A.A., Лушпеева O.A., Усачев Е.А., Грошева Т.В. Эффективность применения биополимерных растворов при бурении боковых стволов с горизонтальным участком. /Нефтяное хозяйство-2001. № 9. - С. 35-37.

10. Беляков Н.В. Новая технология проводки горизонтальных скважин. /Бурение. 1998. - № 4. - С. 15-17.

11. Беляков Н.В. Новая технология проводки горизонтальных скважин. /Бурение. 1998. - № 4. - С. 15-17.

12. Богданов В.Л., Медведев Н.Я. Анализ результатов бурения и эксплуатации горизонтальных скважин на Федоровском месторождении. /Нефтяное хозяйство. 2000. - № 8. - С. 30-42.

13. Богословский C.B. Физические свойства газов и жидкостей: Учеб. Пособие/ СПбГУАП. СПб., 2001. 73с.: ил.

14. Борисов Ю.П., Пилатовский В.И., Табаков В.П.: Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. -М.: Недра, 1964. -154 с.

15. Бударин В.А. Метод расчета движения жидкости. Одесса Астропринт 2006.

16. Бэтчелор Дж. Введение в динамику жидкости ред. Г.М. Ильичева и A.C. Попов Изд. МИР Москва 1973.

17. Вахрешев Л.П., Кошелев В.Н. Пространственные структурированные водные безглинистые буровые растворы. /Нефтяное хозяйство. 2001. - № 9. -С. 40-43.

18. Гавура В.Е., Исайчев В.В., Курбанов А.К., Лапидус В.Е., Лещенко В.Е., Шовкринский Г.Ю.: Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей. -М: ВНИИОЭНГ, 1994,345 с.

19. Григорян А.Н. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. М.: Недра, 1969. 190с.

20. Гилязов P.M. Бурение нефтяных и газовых скважин с боковыми стволами. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 255 с.

21. Груздилович Л. К. Колтюбинговое бурение новый этап в развитии экологически чистых технологий вторжения в недра. /Технологии ТЭК. — 2002.- № 12.-С. 26-28.

22. Гайфуллин Я.С., Кнеллер Л.Е., Грезина O.A. К оценке влияния особенностей геологического разреза на потенциальные дебиты горизонтальной скважины. /Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2000. - № 9. - С. 29-35.

23. Галицейский Б.М., Рыжов Ю.А., Якуш Е.В. Тепловые и гидродинамические процессы в колеблящихся потоках. М., Машиностроение 1977. 256с.

24. Гольдштик М.А., Штерн В.Н., Яворский Н.И. Вязкие течения с парадоксальными свойствами, под ред Накорякова В.Е. Новосибирск Наука Сибирское отделение 1989г.

25. Дейч Михаил Ефимович Техническая газодинамика. Изд. 2-е, переработ. М. Л. Госэнергоиздат, 1961г.

26. Евченко B.C., Захарченко Н.П., Каган Я.М., Максимов В.П., Маринин Н.С, Сафиуллин М.Н.: Разработка нефтяных месторождений наклонно-направленными скважинами. -М.: Недра, 1986. -278 с.

27. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов A.B. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М. ВИНИТИ, 2004, 520 с.

28. Илюшин Б.Б. Моделирование процессов переноса в турбулентных течениях. Учебное пособие. Новосибирск 1999г.

29. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий K.M., Султанов Б.З. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. /Справочник. М.: Недра, 1997. - 648 с.

30. Кудинов В.И., Богомольный Е.И., Дацик М.И., Малюгин В.М., Сучков Б.М., Савельев В.А., Струкова H.A. Повышение эффективности разработкил*

31. Киселев П.В., Махоров В.А. Разработка и применение специальных буровых растворов для бурения горизонтальных скважин. /Нефтяное хозяйство. 1998. - № 2. - С. 22-24.

32. Кульчицкий В.В. Проблемы геонавигации и новые технологии добычи углеводородов в XXI веке. /Нефть, газ и бизнес. 2001. - № 2. - С. 20-23.

33. Корнилов Г.Г., Галлямов М.Н., Карамышев В.Г., Канашин В.П.; Движение газожидкостных смесей в трубах/ Уфимск. Гос. Авиац. Техн. Ун-т. Уфа, 1999.-412 с.

34. Кочин Н.Е., Кибель И.А., Розе И.В. Теоретическая гидромеханика, под ред. Кибеля И.А. государственное издательство физико-математической литературы Москва 1963г.

35. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр».-2001.- 526 с.

36. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 2000. - 525 с.

37. Лысенко В. Д. Проблемы разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами. /Нефтяное хозяйство. 1997. - № 7. - С. 1924.

38. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений вертикальными и горизонтальными скважинами. /Нефтепромысловое дело. 1999. - № 5. - С. 2-17.

39. Лойцянский Л. Г. Механика жидкости и газа. -М.: « Наука», 1970.- 904 с.

40. Лаврентьев А.М., Шабат Б.В. Проблемы гидродинамики и их математические модели., Главная редакция физико-математической литературы изд-ва Наука, 1973г.

41. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения: Учебное пособие.- Казань: Изд-во Казанск.ун-та, 2002.-596 с. ISBN 5-7464-0823-9.

42. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. Казань. Татарское кн. изд-во.-1989.-136 с.

43. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Фазлыев Р.Т. Создание систем разработки месторождений с применением горизонтальных скважин. /Нефтяное хозяйство. 1994. - № 10. - С. 32-37.

44. Медведев Н.Я., Батурин Ю.Е. Новые технологии нефтеизвлечения из залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. /Проектирование и разработка нефтяных месторождений. Мат. науч.-практ. конф. - ИКР, 6-8 апреля 1999 г. -М.: ВНИИОЭНГ.-1999.-С. 116-135.

45. Мессер А., Повалихин А.Н. Перспективные технологии бурения скважин. /Нефтегазовая вертикаль. 2001. - № 6. - С. 34-37.

46. Муртазина Т.М. Анализ опыта применения горизонтальной технологии в ОАО «Татнефть». Нефть и капитал.- 2005.- №5.-С.2-6.

47. Муртазина Т.М. Результаты применения горизонтальной технологии на объектах Ново-Елховского месторождения. Интеграл. 2002.-№8. С.-80-84.

48. Мили-Томпсон Теоретическая гидродинамика ред A.C. Попов Изд. МИР1. Москва 1964г.

49. Непримеров H.H., Пудовкин М.А., Марков А.И. Особенности теплового поля нефтяного месторождения. Изд-во Казанского государственного университета. Казань, 1968. - 163 с.

50. Научные основы разработки нефтяных месторождений / Крылов А.П., Глоговский М.М., Мирчик М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И.А. М.: Изд-во «Институт компьютерных исследований», 2004. - 416 с.

51. Оганов A.C. Техника и технология строительства горизонтальных скважин: Экспресс-информ. Сер. Газовая промышленность/ИРЦ Газпром.-М., 1993.-Вып.4, 5.

52. Оганов С.А., Оганов Г.С., Позднышев C.B. Технологические аспекты строительства радиально-разветвленных горизонтальных скважин. /Бурение. -2001.- № 10.-С. 6-12.

53. Полежаев В.И., Бинэ А. В., Верезуб H.A. и др. Математическое моделирование конвективного тепломассообмена на основе уравнений Навье-Стокса/М.: Наука, 1987

54. Полежаев В.И., Бунэ А,В., Верезуб H.A. и др.Математическое моделирование конвективного теплообмена на основе уравнений Навье-Стокса-М.: Наука 1987г.

55. Разработка нефтяных месторождений , Том II. Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин/ в 4 томах /под ред. Н.И. Хисамутдинова, Г.З. Ибрагимова: М.В. ВНИИОЭНГ, 1994. 272 с.

56. Ситенков В.Т. Теория градиентно-скоростного поля. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». -2004. -308 с.

57. С. Патанкар Численные методы решения задач теплообмена и динамики жидкости. Первод с англ. Под редакцией В.Д. Виленског, Москва, ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ 1984.

58. Фатхлисламов М.А. Численное исследование оптимальных условий притока пластовой жидкости в ствол вертикальной скважины через перфорационные отверстия. НТЖ, «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». М.: ВНИИОЭНГ. - 2010. - №8

59. Флетчер К. Вычислительные методы в динамике жидкостей: Пер. с англ. -М.: Мир, 1991.-552 е., ил.

60. Фрик П.Г. Турбулентность: модели и подходы. Курс лекций Пермь 1998г.

61. Хисамутдинов Н.И., Буторин О.И., Тазиев М.З., Хисамов Р.С. Обоснование рациональной разработки многопластового месторождения системой горизонтальных скважин. Нефтяное хозяйство. — 2001. - № 8.- С. 60-62.

62. Хисамов Р.С., Ибатуллин P.P., Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т. Опыт строительства и эксплуатации многозабойных скважин. Нефть и жизнь. -№3.-2005.-С. 42-43.

63. Хинцце Турбулентность, ее механизмы и теория М., Физматгиз, 1963., 680 стр. с илл.

64. Чжен П. Отрывные течения. Т1. перевод с англ. Д.т.н. А.И. Голубинского под ред. Д.т.н. Г.И. Майкапара. Изд. МИР Москва 1972г.

65. Шлихтинг Г., Теория пограничного слоя., перев. с немецкого. «Наука», Москва 1974.

66. Шлихтинг Г., перев. С немецкого, Гл. ред. Физико-математической литературы издательства Наука. Теория пограничного слоя. Москва, 1974г.

67. Joshi, S.D.: Horizontal well technology. Pen Well Publishing Company, Tulsa, 1991.-533 pp.

68. Joshi, S.D., Y.: "Horizontal well application: reservoir management"./ Paper SPE 37036 presented at the 2nd International Conference on Horizontal Well Technology, Calgary, Nov.18-20, 1996.

69. Joshi, S.D.: "Augmentation of well productivity with slant and horizontal wells". // JPT, № 6, 1988,p.729-739.

70. Joshi, S.D.: "Horizontal wells: successes and failures". // Journ. Of Canad. Petrol. Technology, vol.33, №3, 1994, p.15-17.

71. Joshi, S.D.: "Methods calculate area drained by horizontal wells". // Oil and Gas Journal, Sept. 17, 1990, p.77-82.

72. Hang B.T., Ferguson W.I., Kudland Т.: "Horizontal wells in the water zone: the most effective way of the tapping oil from thin oil zones?"/ Paper SPE 22929 presented at the ATCE. Dallas, 1991, Oct.6-9.

73. Patankar S., Numerical heat transfer and fluid flow, Himisphere Publishing Corporation, New York, 1980

74. Introductory Turbulence Modeling. Lecture notes by Ismail B. Celik West Virginia University. Mechanical and Aerospace Engineering Dept. P.O. Box 6106 Morgantown, WV 26506-6106 December 1999.

75. Introductory lectures on turbulence Physics, Mathematics and Modeling J.M. McDonough. Departments of Mechanical Engineering and Mathematics University of Kentucky 2004.

76. McDonough. J. M. INTRODUCTORY LECTURES on TURBULENCE Phisics, Mathematics and Modeling. Departments of Mechanical Engineering and Mathematics University of Kentucky

77. Wilcox, D.C. Turbulence modeling for CFD, DCW Industries, Inc., 460p. 199486 www.flowvision.ru