Аналіз розробки нафтових родовищ

Способи регулювання процесів розробки. Під регулюванням процесу розробки по­кладів нафти розуміють управління процесами вилучення вуглеводнів за допомогою різноманітних технологічних заходів і технічних засобів. Регулювання полягає в доцільній зміні напрямку та швидкості фільтрації пластових флюїдів, у створенні сприятливих умов для дренування запасів за допомогою технічних засобів та ін.

Під принципом регулювання розробки розуміють основне спрямування заходів з уп­равління процесом дренування покладу. Різним геолого-фізичним умовам відповідають свої принципи регулювання.

Так, на родовищах, які характеризуються відносно однорідною будовою колекторів, од-нопластовістю, малою в'язкістю нафти, розробка яких ведеться на природному водо­напірному режимі, із законтурним та приконтурним заводненням або з розрізанням по­кладів на широкі смуги (близько 4 км), може бути прийнятий принцип рівномірного пере­сування контурів нафтоносності або фронту закачування води до центрального стягуючого ряду.

Кращим принципом регулювання розробки багатопластових об'єктів є принцип рівношвидкісного виробітку запасів усіх пластів у розрізі за рівномірного просування кон­турів нафтоносності та фронту закачуваної води.

Виходячи з основного принципу розробки, необхідно виділити два головних техно­логічних критерії регулювання: темп видобутку нафти, який при застосуванні сучасних си­стем розробки інколи досягає 10-12% в рік від видобувних запасів, та величину поточної та кінцевої нафтовіддачі.

Залежно від застосування різних методів регулювання при одному і тому ж об'ємі відібраної рідини можна отримати різні значення нафтовіддачі. Тому для характеристики технологічної ефективності методів регулювання необхідно розглядати величини поточної та кінцевої нафтовіддачі залежно від об'ємів відібраної рідини.

Основний принцип, за яким вибирають метод регулювання, має такі особливості: прин­цип вибору рішення є комплексним; сукупність чисельних величин складових частин ком­плексного принципу на різних стадія розробки, на яких приймається рішення, є різною; на вибір раціонального або оптимального рішення великий вплив має термін оптимізації.

З метою розв'язання основних технологічних проблем - виявлення та підтримання оп­тимальних відборів нафти з покладу і підвищення ефективності процесу витиснення нафти водою (найбільш повне охоплення пласта заводненням та зниження видобутку попутної во­ди) застосовують найрізноманітніші методи та засоби регулювання. Як відомо, зміна систе­ми дії істотно впливає на технологічні та техніко-економічні показники та пов'язана, голо­вним чином, з великими капітальними витратами. Якщо покласти цю ознаку в основу кла­сифікації, методи та засоби регулювання можна розділити на дві групи: без зміни системи впливу на поклади та буріння нових свердловин; часткова або повна зміна системи впливу на поклад, буріння нових видобувних та нагнітальних свердловин.

До першої групи можуть бути віднесені такі методи та засоби регулювання: збільшення гідродинамічної доскоанлості свердловин (додаткова перфорація, гідророзриви пласта, гідропіскоструминна перфорація, різні модифікації кислотних обробок, застосування по­верхнево-активних речовин і т.ін.); ізоляція припливу попутньої води у свердловинах (різноманітні способи цементних заливок, створення різних ізолюючих екранів, застосуван­ня хімреагентів і т.ін.); вирівнювання профілів припливу рідини або закачування води за товщиною пласта (селективна закупорка за допомогою хімреагентів, закачування повітря, інертних газів, загущеної води та ін.); зміна режимів роботи видобувних свердловин (збільшення або обмеження відборів рідини аж до відключення свердловин, форсований відбір рідини, періодична зміна відборів); зміна режимів роботи нагнітальних свердловин (збільшення або обмеження та перерозподіл об'ємів нагнітання на свердловинах, періодичне або циклічне закачування, застосування підвищених тисків нагнітання); спільно-роздільна експлуатація та закачування води у свердловини на багатопластових ро­довищах.

До другої групи можна віднести такі заходи та методи регулювання: буріння видобув­них та нагнітальних свердловин, кількість яких визначена у проектних документах (ре­зервні свердловини); наближення фронту нагнітання води до зон відбору шляхом буріння нових свердловин або переносу фронту нагнітання в існуючі свердловини; зміна напрямків фільтраційних потоків; організація осередкового заводнення.

У процесі розробки нафтового покладу необхідний безперервний контроль за нафтона-сиченістю, охопленням та повнотою процесу витиснення нафти з пластів водою або іншими робочими агентами. Без постійного контролю протягом всього періоду розробки родовища неможливе ефективне регулювання. Процес регулю-вання розробки родовища має на всіх стадіях свої конкретні та характерні завдання.

На І стадії вирішуються питання черговості промислового облаштування. Тут відбувається основне розбурювання нафтового родовища та вкладання основних капітальних коштів.

На П стадії процесу розробки одним з головних завдань регулювання є забезпечення найбільш тривалого періоду стабільного видобутку нафти. Найчастіше застосовують тут ме­тоди та засоби регулювання шляхом буріння резервних свердловин, а також зміна режимів роботи видобувних та нагнітальних свердловин. Особливо ефективними є обмеження дебітів сильнообводнених свердловин зовнішніх рядів та збільшення відборів з безводних та малодебітних рядів.

На пізніх стадіях розробки родовищ (III, IV стадії) проектуються додаткові заходи регу­лювання, які не могли бути передбачені на стадіях початкового проектування систем роз­робки родовищ.

Найбільші зусилля з метою підвищення ефективності методів регулювання на пізніх стадіях розробки спрямовані на зменшення видобутку попутної води. Тут широко застосову­ють методи та засоби регулювання, які пов'язані з ізоляцією обводнених прошіастків та вирівнюванням профілів припливу рідини або закачування води за товщиною пластів.

На Ш стадії розробки нафтових родовищ головними завданнями регулювання є сповільнення темпів падіння видобутку нафти та забезпечення заданих відборів нафти при можливих найменших об'ємах видобутку попутної води.

На IV стадії розробки родовищ регулювання процесу полягає в дренуванні невиробле-них прошіастків та ділянок пластів. На цій стадії характерне широке застосування методів регулювання зміною напрямків фільтраційних потоків, організацією осередкового завод­нення, застосування форсованого відбору рідини із свердловин.

Форсований відбір рідини дає змогу підвищити кінцеву нафтовіддачу, тому що дозволяє відтягнути момент закінчення експлуатації свердловин, який визначається граничною собівартістю нафти.

При правильній організації процесів регулювання всі методи, які застосовують на родо­вищах, дають відчутний ефект як у підвищенні поточних відборів нафти, так і в зниженні відборів води, а також у збільшенні нафтовіддачі пластів. Разом з тим необхідно зазначити, що регулювання процесів розробки нафтових родовищ має свої межі та можливості, які зу­мовлюються впливом цілого ряду чинників.

Таким чином, регулювання процесів розробки нафтових родовищ включає в себе захо­ди, які пов'язані з підвищенням ефективності виробітку запасів нафти, починаючи з самого початку їх розробки.

У зарубіжній літературі методи та засоби регулювання класифікуються як первинні (видобуток нафти на початковій стадії розробки за рахунок природної енергії пласта), вто­ринні (видобуток нафти при штучному впливі на пласт) та третинні (методи, які застосову­ються на пізній стадії розробки).

У літературі методи та засоби регулювання, які спрямовані на різке збільшен-ня відборів нафти та рідини зі свердловин та покладів, називаються методами та засобами інтенсифікації, а також методами форсованого відбору з пластів.

Аналіз та прогнозування розробки родовищ з використанням спрощених математич­них моделей та ЕОМ. На пізній стадії розробки нафтових покладів нагромаджується знач­ний об'єм геолого-промислової інформації. Узагальнення та аналіз її дає змогу оцінити. стан, визначити хід процесу розробки і фільтраційні параметри пластових флюїдів, деякі інші параметри та використати їх для подальшого прогнозу.

У випадку розробки родовища на режимі розчиненого газу при частковій репресії на поклад геолога-промислову інформацію використовують для визначення нафтонасиченості пор , залежності від відношення фазових проникностей газу і нафти від нафтонасиче­ності пор, а також фазової проникності нафти від нафтонасиченості пор.

Для цього використовують формули

(6.55)

де , - сумарний та поточний газові фактори; , - об'ємний коефіцієнт при тиску насичення і поточному тиску; - густина газу в пластових умовах; Р, - поточний пластовий та атмосферний тиск; - коефіцієнт надстисливості газу; - пластова та поверхнева температури; - в'язкості нафти та- газу; - відносний коефіцієнт продуктивності; - відносний перепад тиску відповідно при тиску насичення і поточному тиску; - коефіцієнт зміни об'єму газу (при стандартних умовах) при переводі його в пластові умови; - відносне нагромаджене закачування во­ди; - насиченість газом пластової нафти при тиску насичення і поточному тиску.

В разі розробки родовища на змішаному режимі (одночасному прояві режиму розчине­ного газу і водонапірного режиму, створеного закачуванням води) геолого-промислову інформацію використовують для знаходження зміни нафтонасиченості , водонасиче-ності за певний проміжок часу, а також фазової проникності нафти , відношення фазових проникностей газу та нафти і відношення фазових проникностей води та наф­ти

Перелічені параметри визначають за допомогою формул (6.55) та наведених нижче:

де - поточний водонафтовий фактор; - в'язкість пластової води при поточному тис­ку; - середній дебіт нафти однієї свердловини при тиску насичення і поточному тис­ку; - початковий та поточний поровий об'єм,зайнятий нафтою; - добове закачування води; - поточна та залишкова нафтонасиченість; - поточна водонасиченість; - проміжок часу (квартал, рік, півроку).

При розробці нафтових родовищ при водонапірному або змішуваному режимах геоло-го-промислова інформація може бути використана для прогнозування обводнення покладів.

Для цього, виходячи з промислових даних, знаходять залежність частки нафти в про­дукції покладу від відношення початкового об'єму пор, зайнятих нафтою нагромад­женого відбору рідини (нафти і води) у пластових умовах. Залежність описується логарифмічне нормальним законом

Для розрахунків користуються формулою щільності розподілу функції

(6.56)

де - матиматичне очікування логарифму відповідає значенню абсциси в точці, де величина нагромадженої частоти дорівнює 0,5, тобто = 0,5; = 0,159.

Розрахунки проводять за такою схемою.

1. Задають вихідне значення нагромадженого відбору рідини в пластових умовах і роз­раховують відповідне йому значення щільності розподілу.

2. обчислюють щільний вибір в пластових умовах за перший прогнозний (розрахунко­вий) рік.

3. Розраховують нагромаджений відбір на кінець першого прогнозного року і відповідне йому значення щільності розподілу.

4. Визначають середньорічне значення щільності розподілу, зниження частки нафти за рік, середньорічну частку нафти.

5. Обчислюють інші річні показники.

6. Повторюють цикл розрахунків за пунктами 2-5 до загального граничного значення частки нафти.

У всіх названих випадках використання геолого-промислової інформації для розра­хунків фільтраційних характеристик та технологічних показників можна користуватись персональними комп'ютерами з місткістю Оперативного запам'ятовуючого пристрою не менше 64 Кбайт.

Існує багато методик розрахунків технологічних показників розробки за характеристи­ками витиснення. Наведемо основні з них. Характеристикою витиснення називається емпірична залежність типу нагромаджений видобуток нафти - нагромаджений видобуток рідини. Характеристика витиснення відображає реальний процес видобутку запасів нафти з надр і пов'язану з ним динаміку обводнення продукції при розробці неоднорідних пластів на режимі витиснення нафти водою.

Характеристики витиснення дають змогу визначити ефективність видобутку запасів нафти при заводненні об'єктів розробки. Порівняння характеристик витиснення різних об'єктів розробки у безрозмірному вигляді дозволяє порівняти ці об'єкти, виявити причини та фактори, які впливають на характер вироблення запасів нафти.

На практиці характеристики витиснення, поряд з іншими методами, викорис-товують для оцінки ефективності заходів, які спрямовані на вдосконалення систе-ми розробки. Зміни, внесені в систему розробки для підвищення активності виро-бітку запасів нафти різних ділянок і зон, фіксуються на формі характеристик

витиснення, бо змінюється харак­тер динаміки обводнення продукції.

Ця особливість характеристик витиснення використовується у практиці розробки наф­тових родовищ для кількісної оцінки заходів підвищення її ефективності.

Характеристики витиснення можна поділити на два види: інтегральні та диференціюй. Інтегральні характеристики витиснення стійкі, слабо реагують на випадкові короткочасні зміни процесів розробки родовища та змінюють свою форму лише при суттєвих змінах про­цесу вилучення нафти у великих об'ємах пласта, що розробляється. Диференціюй ха­рактеристики витиснення включають такі величини, як поточний видобуток нафти, об­воднення продукції або водонафтовий фактор. Вимагають вони дуже точної обробки да­них свердловин та покладів і результатів їх експлуатації, "відсіювання" випадкових факторів при їх побудові та використанні для визначення ефективності методів підвищення нафтовилу чення.

Основною ознакою використання інтегральної характеристики витиснення для експлу­атації на прогнозний період є прямолінійний характер на кінцевій ділянці до моменту впро­вадження гідродинамічного процесу підвищення нафтовилучення на даному об'ємі. Цим і пояснюється широкий спектр видів інтегральних характеристик витиснення, що запропо­новані різними дослідниками. Кожна з них залежно від конкретних умов та особливостей процесу розробки і вироблення нафти може виявитись найбільш придатною для застосу­вання.

Характеристики витиснення можуть застосовуватись для оцінки ефективності практич­но всіх методів гідродинамічної дії на продуктивні пласти, за винятком, можливо, підгазових зон газонафтових об'єктів розробки.

Слід мати на увазі, що зміна форми характеристики витиснення може бути пов'язана як із залученням в активну розробку недренованих або слабодренованих запасів нафти в ту­пикових, глухих закуткових зонах, окремих прошарках, лінзах, так і з перерозподілом відбору рідини і закачування води на свердловинах, тобто гідродинамічна дія може мати вплив як на кінцеве нафтовилучення, так і на початкове.

При оцінці технологічної ефективності заходів слід використовувати результати поточ­ного геолого-промислового аналізу з метою визначення запасів нафти, що додатково вво­дяться в розробку при зміні системи дії, буріння самостійних свердловин на окремі прошар­ки, лінзи, слабодреновані або застійні зони.

Оскільки величини запасів нафти в цих зонах, головним чином, невеликі порівняно із запасами нафти у покладі, то вплив на введення їх в активну розробку може бути слабо-замітним на формі характеристики витиснення. У цих випадках об'єми видобутку нафти, що отримані із додатково введених у розробку балансових запасів нафти, повинні визнача­тись окремо і повністю відноситись до гідродинамічного методу дії.

Для вивчення кількісної ефективності гідродинамічних методів підвищення поточного і кінцевого нафтовилучення можуть використовуватись характеристики витиснення різного виду, основними з яких є такі:

(6.57)

(6.58)

(6.59)

(6.60)

(6.61)

(6.62)

(6.63)

(6.64)

(6.65)

(6.66)

(6.67)

(6.68)

де - нагромаджений з початку розробки видобуток нафти, води, рідини; , , - видобуток нафти, води, рідини за роки розробки; А, В, С, а, - коефіці-єнтти, що виз­начаються статистичною обробкою фактичних даних розробки; - середньорічна частка нафти в продукції, що видобувається; - річний видобуток нафти за перший рік періоду, що розглядається; - час, роки.

Інтегральні характеристики витиснення (6.58), (6,59) та (6.62) і диференційні харак­теристики витиснення типів (6.66) - (6.68) є найбільш простими і зручними при "ручній" обробці даних для визначення ефективності гідродинамічної дії. Інші види характеристик витиснення для "ручної" обробки фактичних даних вимагають більших обсягів обчислень, або використання різних величин і коефіцієнтів.

Диференційні характеристики витиснення типу (6.67) і (6.68) для визначення базового варіанту або визначення ефективності гідродинамічної дії рекомендується застосувати в період безводного видобутку нафти.

Вказані вище методи можна використовувати для розрахунків видобутку нафти, задаю­чись темпом росту обводнення продукції.

Прогноз процесу обводнення покладу нафти можна отримати шляхом екстраполяції ди­наміки обводнення в часі або розрахунком за методом Дікстра-Парсона.

Перш ніж перейти до опису розрахунків обводнення нафтового покладу Дікстра-Парсо­на, слід зауважити, що всі аналітичні методи визнають принаймі чотири допущення:

1. Неоднорідний за проникністю пласт зображається серією однорідних про-шарків різної проникності. Розрахункова характеристика неоднорідного пласта в цілому прирівнюється до суми розрахункових характеристик окремих прошарків.

2. Між прошарками не існує гідродинамічного зв'язку.

3. Приймається поршневе витиснення нафти водою.

4. Гравітаційний ефект не враховується.

На доданок до цих допущень метод Дікстра-Парсона визнає, що фактичні дані за аб­солютною проникністю описуються нормальним законом імовірного розподілу цього па­раметра.

Коефіцієнт варіації проникності. Для оцінки впливу пошарової неоднорідності за про­никністю на прогноз заводнення Дікстра і Парсон застосували загальновідомий логнор-мальний розподіл проникності пласта-колектора. Запропонований авторами термін "ко­ефіцієнт варіації проникності" часто називається ще "варіацією проникності". Статистично коефіцієнт варіації проникності визначається залежністю , де —величина стандартного відхилення; - математичне очікування величини х.

При нормальному розподілі величина є такою, що 15,9% зразків мають значення менше, ніж , а 84,1 % зразків мають значення менше, ніж

Для знаходження вихідних величин Дікстра і Парсон запропонували розташувати ве­личини проникностей, які отримані за даними дослідження кернового матеріалу в порядку зниження їх абсолютних значень. Ці значення наносять на графік, на осі абсцис якого

відкладається частка загальної кількості зразків з більш високою проникністю, а на осі ор­динат - проникність зразків.

У цьому випадку коефіцієнт варіації проникності

де - середня проникність, тобто величина проникності з імовірністю 50%; - про­никність для 84,1 загального числа зразків.

Витиснення нафти водою, яка повністю заміщає нафту. Розглянемо паралельностру-меневу течію нафти, яка витісняється до прямолінійної галері! під напором води, що надхо­дить у пласт.

На рис. 6.11 ,а зображена в плані схема пласта, через який рухаються дві рідини.

Тиск на контурі та на вибої галереї приймають постійними. Визначимо граничні умови для кожної області з рухомою межею на контурі нафтоносності.

Для води

Р = при ,; Р = при

Для нафти

Р = при ; Р = при = 0.

Для одномірного потоку рідини в пласті, керуючись законом Дарсі, можна записати

(Р - )/( - ) = ( ')/( - ) або Р = Ця умова справед­лива для області, що зайнята водою.

Для нафтової області (Р - )/(. ) = , або Р =

На водонафтовій межі маємо умови рівності швидкостей фільтрації, що дає змогу запи­сати

де К - абсолютна проникність пласта; - відносна фазова проникність. На основі формул (6.6І) - (6.63) маємо

(6.69)

звідки

^а б

Рис.6.11. Схеми пласта (а) і двопрошаркового пласта (б), через які рухаються дві рідини

Таким чином підставляючи отриманий розв'язок в рівняння (6.69), маємо формулу для визначення швидкості пересування межі розділу фаз:

Такий вираз отриманий і запропонований при закачуванні води в одинокий пласт. Дікстра і Парсон поширили цей вираз на поклад, який складається з п прошарків, що розділені непроникними перегородками. Всередині кожного прошарка, таким чином, при­пускається поршневе витиснення із швидкістю, яка залежить від поточного знаходження фронту витиснення.

Подальший хід міркувань Дікстра і Парсона зводиться до таких суджень. Припустимо, що пласт складається з двох прошарків однакової товщини, але різної проникності (рис. 6.11,6).

Позначимо час прориву води у першому прошарку через За цей час межа розділу фаз у першому прошарку перемістилась на величину

Для знаходження можна записати

За цей час фронт води у другому прошарку переміститься на відстань , що дає змогу записати

Порівнюючи ці два вирази і проводячи відповідні математичні перетворення, отримуємо

де

За аналогією можемо записати

Таким чином, отримана залежність, яка дає змогу визначити ступінь охоплення пласта заводненням:

(6.70)

де п - загальне число прошарків; т - число прошарків, які обводнились. Тоді водонафто-вий фактор

(6.71)

Залежності (6.70) і (6.71) були перетворені для випадку, коли пласт складається із про­шарків різної товщини. Тоді для визначення коефіцієнта охоплення пласта заводненням можна скористатись залежністю

а для визначення водного фактора - формулою

Знаючи величину водонафтового фактору, можна знайти обводнення продукції

(6.72)

де - обводнення продукції, частки одиниці.

Наведена методика при всій своїй простоті та широті охоплення багатьох фізичних явищ, які відбуваються у пласті, розрахована для використання її до колекторів, що представлені на­бором ізольованих один від одного прошарків однорідних за проникністю.

У нафтових пластах не існує такого варіанту, реальні прошарки слід розглядати як "умовно однорідні" з виділенням у них лише зон з різними колекторськими властивостя­ми і продуктивністю. Запропоновану методику слід розглядати як ще один варіант враху­вання неоднорідності при оцінці охоплення пласта дією на нього при його розробці з підтриманням пластового тиску.

Основні принципи та умови розробки нафтових родовищ Російської Федерації та США. За всю світову історію розвитку нафтової промисловості США були попереду інших країн за видобутком нафти (113 років). Тільки в 1975 році СРСР випередив США з видо­бутку нафти за рахунок відкриття крупних за запасами високопродуктивних родовищ (Туймазинське, Ромашківське, Бавлінське, Арланське, Муханівське, Усть-Балинське, Са-мотлорське, Мамонтовське, Узеньське, Тенгізське та ін.) та застосування ефективних сис­тем дії на пласти шляхом заводнення.

На нафтових родовищах США експлуатаційні свердловини розташовані в середньому в 4-5 разів більш при щільних сітках ніж на родовищах Урало-Поволжжя і Західного Сибіру. За даними ВНИИнефть, у США близько 50% родовищ розробляється при щільності сітки менше 16 га/ свердловину, 37% - при 16-25 га/св. В останні роки у США є тенденція

розрідження сітки свердловин і встановлена мінімальна площа 16 га/св. і максимальна - 64 га/св.

Розбурювання родовищ здійснюється у більшості випадків за правильними геометрич­ними сітками, з високими темпами, одностадійно.

На більшості родовищ Російської Федерації обгрунтованим є двостадійне розбурюван-ня. Середній дебіт нафти у СІЛА на порядок нижчий ніж у РФ або Україні.

Таблиця 6.3

Таблиця 6.4

Темпи розробки нафтових родовищ Урало-Поволжжя також вищі, ніж на родовищах США (табл.6.3 і 6.4). З наведених даних можна зробити такі висновки:

-темпи розробки нафтових родовищ Урало-Поволжжя вищі ніж основних нафтови­добувних штатів США;

- темпи розробки крупних родовищ Урало-Поволжжя приблизно однакові з родовища­ми США, а з деяких показників навіть нижчі;

- на ранній стадії розробки (перші 2-3 роки) темпи видобутку нафти на родовищах США в середньому вищі, ніж на родовищах РФ, і досягнуті за рахунок інтенсивного розбу-рювання та введення в експлуатацію нових свердловин;

- після відбору 70-75 % видобувних запасів, тобто в завершальній стадії розробки, тем­пи нафтовидобутку на родовищах США вищі ніж у РФ.

Основні принципи розробки нафтових родовищ РФ та США наведені в табл. 6.5

Таблиця 6.5

Продовження табл. 6.5

Список літератури

1. Акулыпин А.И. Прогнозирование разработки нефтяних месторождений. - М.:Недра, 1987-186с.

2. Борисов Ю.П., Рябинина З.К., Воинов В.В. Особенности проектирования разработ­ки нефтяных месторождений с учетом неоднородности. - М.гНедра, 1976. - 250с.

3. Донцов К.М. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1971. - 360 с.

4. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.гНедра, 1986. - 332с.

5. Иванишин B.C. Особенности разработки многопластовых месторождений с низко­проницаемыми коллекторами. - М.гНедра, 1981.- 168 с.

6. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. - М.: Недра, 1976. - 240 с.

7. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. - М.: Недра, 1985. - 422 с.

8. Крылов А.П. и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений - М. госто-техиздат, 1962. -396

9. Пермяков И.Г. Экспресс-метод расчета технологических показателей разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1976. - 16 с.

10. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. Б.Т.Баишев, В.В.Исайчев, С.В.Кожалинидр. - М.гНедра, 1978. - 197 с7

11. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Под общ. ред. Ш.К.Гиматудинова. - М.: Нед­ра, 1983.-360с.

12. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. - М.: Недра, 1983. - 386 с.

13. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. -М.: Недра, 1985. -282с.

Глава 7

Поиск по сайту: