Методы нестационарного заводнения. 1. Основные особенности процесса нестационарного воздействия на пласты
 Скачать 3.61 Mb.
|
|
Содержание Введение 1. Основные особенности процесса нестационарного воздействия на пласты 1.2 Эффективность реализации процесса нестационарного заводнения 1.3 Изменение нпрвлений фильтрационных потоков 2. Форсированный отбор жидкости 2.1 Структурообрзующие композиции 3. Полимерное заводнение 3.1 Закачка полимердисперсных систем (ПДС) Заключение Список используемой литературы Введение В последние годы в России существенно увеличивается доля месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Эффективность разработки этих месторождений ниже обычных при более низких коэффициентах нефтеотдачи. Во многом это обуславливается отсутствием необходимых технологий для существующих категорий трудноизвлекаемых запасов. Вместе с тем, разнообразие геолого-физических особенностей нефтяных месторождений и пластов не позволяет достичь необходимых результатов за счет применения какой-то универсальной технологии разработки нефтяных месторождений. Как показывает практика наиболее высокие результаты могут быть получены при использовании адресных технологий для конкретных условий. Применяемая система заводнения не всегда учитывает особенности геологического строения пластов и не обеспечивает (по разным причинам) необходимого охвата вытеснением по площади и разрезу, в результате чего разработка многих месторождений характеризуется недостаточно высокими коэффициентами нефтеотдачи, незначительными темпами отбора нефти и большим объемом попутно-добываемой воды. В связи с этим важным направлением повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов является адаптация известных и создание новых технологий воздействия на пласты с учетом особенностей их строения и свойств, в первую очередь для условий месторождений, наиболее характерных для данного региона. 1. Основные особенности процесса нестационарного воздействия на пласты Итак, рассмотрим основные особенности процесса нестационарного воздействия на пласты. Циклическое (нестационарное) заводнение является одним из эффективных гидродинамических способов увеличения нефтеотдачи и сокращения удельных расходов воды на добычу нефти. Эффективность метода определяется двумя неразрывно связанными процессами: гидродинамическим внедрением воды в низкопроницаемые нефтенасыщенные элементы пласта за счет неравномерного перераспределения давления, вызываемого макронеоднородностью среды; капиллярным замещением нефти водой в малопроницаемых зонах пласта, вызываемым микронеоднородностью среды. Наиболее эффективным применение метода является для мощных слоисто-неоднородных пластов с хорошей гидродинамической связью между прослоями, а также для трещиновато-пористых коллекторов. Благоприятным фактором является гидрофильность коллекторов. Газонасыщенные маловязкие нефти являются наиболее подходящими для вытеснения их с помощью циклического заводнения. Перечисленные свойства коллекторов и нефтей, благоприятные для применения метода циклического воздействия, связаны очевидным образом с внутренним механизмом рассматриваемого процесса. Метод циклического (нестационарного) заводнения нашел широкое применение на нефтяных месторождениях Татарии, Самарской области, Западной Сибири и т. д. Общепризнанным достоинством метода является простота его осуществления, применимость в широком диапазоне пластовых условий и достаточно высокая экономическая и технологическая эффективность. К настоящему времени накоплен достаточный опыт теоретических, экспериментальных и промысловых работ. Учитывая, что большинство месторождений находится или приближается к поздней стадии разработки, необходимо совершенствование и повышение эффективности технологии нестационарного заводнения применительно к этим условиям. 1.2 Эффективность реализации процесса нестационарного заводнения Эффективность реализации нестационарного заводнения во многом зависит от правильности выбора участка на основе геолого-промысловой информации, но, несмотря на достаточный опыт применения нестационарного заводнения на месторождениях страны, до настоящего момента не существовало алгоритма предварительного выбора объектов разработки на основе анализа имеющихся геолого-физических характеристик. Для реализации нестационарного воздействия необходимо выполнить классификацию объектов разработки, на основе методики критериального выбора объектов, для эффективного использования данного метода. Суть методических положений о критериальном выборе пригодности тех или иных объектов разработки для дальнейшего осуществления на них технологии нестационарного заводнения сводится к следующему. Поскольку все продуктивные пласты могут быть охарактеризованы одними и теми же общепринятыми показателями (характеристиками) – песчанистость, зональная и послойная неоднородности, степень выработки запасов, то более эффективное проектирование и реализация нестационарного заводнения могут быть осуществлены на основе критериального анализа имеющегося набора геологических характеристик предполагаемого объекта. Вначале все имеющиеся объекты делятся на три условных группы с различной степенью песчанистости – менее 0, 29; 0, 3-0, 79 и более 0, 8. После этого анализируется степень послойной неоднородности, в том числе расчлененность, а также степень выработки запасов. На последнем этапе определяется степень предпочтительности применения нестационарного заводнения на анализируемом участке, которая варьируется от 0 до 1. Проведение анализа, систематизации и классификации объектов разработки для определения пригодности применения технологии нестационарного заводнения основывается на комплексе имеющейся исходной геолого-промысловой информации. При первоначальном анализе объектов разработки учитывается размер залежи, наличие системы ППД и количество нагнетательных скважин. Объекты разработки, эксплуатируемые скважинами имеющие небольшие запасы нефти, в дальнейшей классификации не учитываются. По результатам анализа геолого-физических характеристик и проведения классификации объектов разработки месторождений по предпочтительности применения нестационарного заводнения все рассматриваемые объекты можно разделить на 4 степени предпочтительности: - высокая категория предпочтительности (0, 6- 1) - средняя категория предпочтительности (0, 4 – 0, 59) - низкая категория предпочтительности (0, 15 – 0, 39) - не пригодные для нестационарного заводнения Выбор участков для реализации нестационарного заводнения осуществлялся на основании анализа сложившейся системы разработки, карт текущего состояния разработки, имеющейся геолого-промысловой информации, а также на основе распределения остаточных нефтенасыщенных толщин. Эффективность реализации нестационарного заводнения напрямую зависит от правильного определения времени циклов воздействия, основанного на определении средней проницаемости участка в соответствии с имеющейся геолого-промысловой информацией, включая данные ГДИ и исследования кернов. На основании полученных данных рассчитываются средневзвешенные значения гидропроводности и пьезопроводности пласта в пределах данного участка. -В результате расчетов, было получено, что длительность полуцикла по опытному участку пласта Б8 Аганского месторождения составляет 3, 5 мес. На период проведения нестационарного воздействия необходимо проведение расчетов среднемесячной закачки по каждой нагнетательной скважине, входящей в выбранный участок. При этом исходят из условия, что все скважины, участвующие в данном процессе, в полуцикле закачки будут работать с предположительно максимальной за период предшествующего года приемистостью, и объемы закачиваемой воды не будут превышать их средний уровень в «доциклический» период. С этой целью определяется среднемесячная закачка, минимальная, среднемесячная и максимальная приемистости по каждой нагнетательной скважине, входящей в опытный участок. 1.3 Изменение направлений фильтрационных потоков Технология метода заключается в том, что закачка воды прекращается в одни скважины и переносится на другие, в результате чего обеспечивается изменение направления фильтрационных потоков до 90°. Физическая сущность процесса состоит в следующем: Во-первых, при обычном заводнении вследствие вязкостной неустойчивости процесса вытеснения образуются целики нефти, обойденные водой. Во-вторых, при вытеснении нефти водой водонасыщенность вдоль направления вытеснения уменьшается. При переносе фронта нагнетания в пласте создаются изменяющиеся по величине и направлению градиенты гидродинамического давления, нагнетаемая вода внедряется в застойные малопроницаемые зоны, большая ось которых теперь пересекается с линиями тока, и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды. Объем закачки вдоль фронта целесообразно распределить пропорционально оставшейся нефтенасыщенности (соответственно уменьшающейся водонасыщенности). Изменение направления фильтрационных потоков достигается за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, очагового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами, циклического заводнения. Метод технологичен, требует лишь небольшого резерва и мощности насосных станций и наличия активной системы заводнения (поперечные разрезающие ряды, комбинация приконтурного и внутриконтур-ного заводнении и др.). Он позволяет поддерживать достигнутый уровень добычи нефти, снижать текущую обводненность и увеличивать охват пластов заводнением. Метод более эффективен в случае повышенной неоднородности пластов, высоковязких нефтей и применения в первой трети основного периода разработки. 2. Форсированный отбор жидкостиФорсированный отбор жидкости (ФОЖ) является методом увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов, реализация которого осуществляется за счёт увеличения градиента давления в прискважинной зоне пласта. В результате проведения этого мероприятия зачастую снижается обводненность продукции скважин с высокой базовой обводненностью. Наиболее яркие результаты получены при анализе результатов ФОЖ на водоплавающих залежах. Форсирование отборов на скважинах месторождений Западной Сибири выявило тенденцию снижения обводненности продукции в результате этого мероприятия на многих водоплавающих залежах, таких как объект АС5-6 Южно-Балыкского месторождения, объект БС12 Майского месторождения; объекты АС4 и БС6 Петелинского месторождения, объект БС11 Ефремовского месторождения, объект БС8 Кудринского месторождения, объекты БП9 и БП10-11 Тарасовского месторождения. На рис. 1 представлена динамика суммарных эксплуатационных показателей скважин объекта АС4 Петелинского месторождения, на которых было проведено форсирование отборов.  Рис. 1. Динамика суммарных эксплуатационных показателей скважин объекта АС4 Петелинского месторождения, на которых проведен форсированный отбор жидкости: 1 – средняя обводненность продукции; 2 – средний дебит жидкости; 3 – средний дебит нефти. На рис. 2 изображена динамика показателей эксплуатации форсированной скважины № 1046 объекта БП10-11 Тарасовского месторождения. Начало форсирования отборов на рисунках отмечено стрелкой. Обе динамики характеризуются снижением обводненности продукции с ростом среднего дебита жидкости. На рис. 2 отмечается и обратная закономерность -рост обводненности продукции при снижении дебита жидкости.  Рис. 2. Динамика показателей эксплуатации скважины № 1046 объекта БП10-11 Тарасовского месторождения: 1 – обводненность продукции; 2 – дебит жидкости; 3 – дебит нефти; 4 – дебит воды. Форсированный отбор жидкости достаточно эффективен на водонефтяных зонах, где имеются выдержанные глинистые перемычки между разнонасыщенными частями продуктивного разреза. Выдержанность глинистых перемычек является условием проявления описанной закономерности и подразумевается ниже при использовании терминов водоплавающей залежи и водонефтяной зоны (ВНЗ). В настоящее время отсутствует четкое определение целей и задач форсированного отбора жидкости. Существует мнение, что форсированный отбор – рациональный вариант разработки нефтяной залежи на завершающем этапе, который надо проектировать, официально утверждать и обязательно выполнять. Для его проектирования имеется все необходимое: методика, включающая модель зонально и послойно неоднородного пласта, уравнения разработки нефтяной залежи, общий экономический критерий рациональности, методы решения обратных задач по определению основных параметров нефтяных пластов и практически примененных систем разработки; современная вычислительная техника и полученная индивидуально по скважинам информация об их эксплуатации: о дебитах жидкости и обводненности (следовательно, о дебитах нефти), забойных давлениях (следовательно, о коэффициентах продуктивности), составе солей в отбираемой воде (следовательно, о доле посторонней воды). Довольно странным представляется, что при наличии всего этого проблема форсированного отбора не исследована в полном объеме, а форсированный отбор противопоставляется рациональному. На многих нефтепромыслах очень плохо обстоит дело с информацией об эксплуатации каждой скважины. В этих условиях для промысловиков более приемлем и понятен форсированный отбор, чем рациональный, ибо для форсированного отбора не нужна или почти не нужна информация. В условиях неполного объема информации об эксплуатации скважин многие нефтепромысловые работники непоколебимо уверены, что лучше завысить производительность глубинных насосов. При нежелании и неумении устанавливать индивидуально по скважинам рациональные отборы устанавливают форсированные, не осознавая, что часто увеличение отбора жидкости уменьшает отбор нефти на 10-20% и более. Действительное положение с информацией об эксплуатации скважин на нефтепромыслах в настоящее время несравненно хуже, чем 40-50 лет назад. В период широкого распространения и применения во всем мире информационноемких технологий у наших нефтяников произошло попятное движение. Необходимо устранить отмеченный недостаток, поскольку нет ничего экономически и технологически более эффективного, чем организация по каждой скважине удовлетворительной точности контроля и последующей оптимизации режима эксплуатации скважин. При этом в текущей добыче нефти и в конечной нефтеотдаче пластов будет достигнут огромный эффект, значительно превысящий эффекты, достигаемые при использовании многих новых методов повышения нефтеотдачи. Увеличенные добыча нефти и нефтеотдача будут достигнуты при уменьшении затрат на 1 т добытой нефти. При рассмотрении проблемы форсированного отбора жидкости необходимо сравнить различные варианты разработки нефтяных залежей с нефтью различной вязкости. Эти варианты различаются динамикой форсирования (увеличения) отбора жидкости при постоянном рациональном максимальном забойном давлении нагнетательных скважин и рациональном минимальном забойном давлении добывающих скважин. Нефтяные залежи по зональной и послойной неоднородности нефтяных пластов, дебиту и запасам нефти, темпам извлечения запасов нефти, разбуривания и ввода в разработку являются средними, сходными со многими реальными нефтяными залежами. При этом было показано, что при проектировании разработки залежей нефти средней, повышенной и высокой вязкости обычно проектируется форсирование отбора жидкости. В дальнейшем при их разработке обязательно надо осуществлять запроектированное форсирование. Форсированный отбор жидкости должен быть в рамках рационального варианта разработки нефтяной залежи. Бесконтрольное форсирование отбора жидкости приводит к крупным потерям в текущей добыче нефти и конечной нефтеотдачи пластов. 2.1 Структурообрзующие композиции Рассмотрим пример разработки нефтяного пласта с применением структурообразующей композиции (СОК) на основе полимера и модифицированного глинопорошка. Сущность метода заключается в том, что в нефтяной пласт закачивается композиция, состоящая из водорастворимого полимера и водной суспензии модифицированного глинопорошка. Модифицированный глинопорошок представляет собой монтмориллонитовую глину, на поверхности которой предварительно адсорбированы ионы хрома. Это позволяет повысить охват пласта заводнением. Характеристики распределения фильтрационных потоков по пропласткам показали увеличение охвата модели пласта в результате закачки СОК. Эта технология, направленная на повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки, по результатам лабораторных данных и проведенных промысловых испытаний является эффективным методом вовлечения в разработку дополнительных запасов нефти. Преимущество данной технологии – ее экологическая безопасность для нефтяных месторождений, доступность сырьевой базы, использование готовых производственных и технологических узлов для ее приготовления и закачки в пласт. 3. Полимерное заводнение Полимерное заводнение – это технологически простой и высокоэффективный метод повышения нефтеотдачи пластов, основанный на добавке к воде небольшого количества водорастворимых полимеров при обычном заводнении нефтяных пластов. Сущность метода заключается в изменении соотношения подвижности вытесняющей жидкости и пластовой нефти вследствие увеличения вязкости закачиваемой воды за счет содержания в ней высокомолекулярных полимеров. Увеличение вязкости и снижение подвижности воды способствуют выравниванию фронта вытеснения, замедляя ее продвижение в высокопроницаемых зонах, уменьшая вязкостное языкообразование. Эти факторы вызывают повышение коэффициентов охвата и вытеснения при заводнении. Размер оторочки полимерного раствора составляет 10-30% количества первоначально содержащейся нефти в пласте. Оторочку раствора полимера можно закачивать на любой стадии разработки, но наибольший эффект получается при применении на начальной стадии. В осложненных геолого-физических условиях залежи (резкая неоднородность пласта по проницаемости, наличие высокопроницаемых зон, трещин, повышенная вязкость нефти и как следствие ранняя обводненность скважин) применяется воздействие на пласт сшитыми полимерными системами (СПС). Сущность метода с применением СПС заключается в добавке к раствору полиакриламида небольшого количества (сотые доли процента) сшивающего агента, под действием которого происходит структурирование («сшивка») макромолекул полимера в пористой среде с образованием геля в зонах высокой проницаемости пласта или в трещинах, куда в основном проникает СПС при закачке в скважину. С 1993 г. метод СПС применен на 34 нагнетательных скважинах (7 участков). На 1 т закачанного раствора получено от 250 до 10 500 т нефти. 3.1 Закачка полимердисперсных систем (ПДС) Закачка полимердисперсных систем (ПДС). Этот метод основан на модели воздействия на нефтеводонасыщенный пласт путем повышения фильтрационного сопротивления обводненных пропластков, которая принята за основу при разработке технологий применения водоизолирующих химреагентов для увеличения коэффициента охвата пласта заводнением в целях повышения конечной нефтеотдачи на поздней стадии эксплуатации. Для реализации этой модели НИИнефтепромхимом и научно-производственной фирмой «ИДЖАТ Лтд» был разработан новый принцип получения водоизолирующей массы в пластовых условиях на основе флокулирующих свойств полимеров относительно дисперсных частиц горных пород с образованием полимердисперсных систем, позволяющий избирательно повышать фильтрационное сопротивление обводненных зон коллектора. Отличие воздействия ПДС на пласт от полимерного заводнения заключается в том, что остаточный фактор сопротивления, создаваемый ПДС, возрастает с увеличением проницаемости пористой среды, в то время как для полимерного раствора он уменьшается. Это является одним из определяющих условий эффективного применения ПДС в промытых зонах. При применении ПДС в обводненных пропластках избирательно образуются полимер-минеральные комплексы, снижая тем самым степень неоднородности пласта. В результате происходят перераспределение фильтрационных потоков и увеличение охвата пласта заводнением. Различные модифицирующие добавки обеспечивают создание ПДС с регулируемыми свойствами, что позволяет использовать их в различных специфических условиях эксплуатации продуктивных пластов с богатым разнообразием физико-химических свойств насыщающих жидкостей. Получены результаты применения ряда технологий на месторождениях Западной Сибири. Средние показатели по добыче дополнительной нефти составили 2-13 тыс. т, хотя в отдельных случаях они достигали 25-60 тыс. т на один обработанный участок. Технология ПДС, показавшая высокую эффективность, и широко внедрена на нефтяных месторождениях Западной Сибири. Только на 692 контролируемых участках количество дополнительной нефти превысило 2, 6 млн т, по отдельным участкам дополнительная добыча нефти достигала 40 тыс. т при длительности эффекта 3 года. Предложенный ряд технологий повышения нефтеотдачи пластов позволяет увеличить отбор нефти в осложненных условиях разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, в высокообводненных и низкопродуктивных пластах, связанных как с обводнением пластов с высокими коллекторскими свойствами, так и выработкой запасов в низкопроницаемых зонах объектов. Установлена возможность эффективного воздействия на карбонатные коллекторы модифицированными ПДС. Заключение В XXI в. для поддержания уровня добычи во многих районах России необходимо эффективно использовать имеющиеся месторождения, большинство которых из числа разрабатываемых находится на стадии исчерпания активных рентабельных запасов. Их доля может еще уменьшится в связи с неожиданным падением цен на нефть, что может случиться в любое время. Под угрозой закрытия, ликвидации или консервации окажутся целые промыслы и районы в Западной Сибири. Россия не сможет наполнить своей нефтью и своими нефтепродуктами даже внутренний рынок. К сожалению, имеется ряд негативных последствий сверх интенсивного освоения нефтегазовых ресурсов Западной Сибири. Форсированная разработка как нефтяных, так и газовых месторождений привела к тому, что текущий коэффициент нефтеотдачи в Западной Сибири даже на завершающей стадии активного освоения составляет всего лишь 25-30%, а в юрских отложениях – 15%. Обводненность добываемой продукции в среднем по России составляет 82%. Есть разрабатываемые месторождения в Западной Сибири, где в добываемой жидкости из скважин нефть составляет менее 10%. Среднесуточный дебит нефти одной скважины в России сегодня 7, 4 т, и только высокая цена на нефть позволяет временно считать такие дебиты рентабельными. Кстати, и скважинный среднесуточный дебит газа в России немного превышает 6000 м3. Флюидодинамические процессы в газовых месторождениях более мобильны, и чрезмерно форсированный отбор ведет не только к быстрой потере пластовой энергии, но и снижению ресурсного потенциала, что можно наблюдать на газовых гигантах Западной Сибири. Следовательно, без ввода в разработку новых месторождений на Ямале добыча газа будет снижаться. Обладая мощной нефтегазовой индустрией во всей совокупности, России приходится решать сложные задачи. Видимо, в новой стратегии развития нефтегазовой промышленности определяющим должно быть усиление роли государственных рычагов управления. По мнению российских ученых и независимых экспертов необходимо учитывать и постоянно корректировать такие важные параметры, как: экспортное и внутреннее потребление; оперативное регулирование финансовыми и инвестиционными потоками; налоговую систему; наличие резервных объемов нефти и газа, в т. ч. в подземных нефтяных и газовых хранилищах, которые можно использовать в качестве залогового инструмента; восполнение рентабельных разведанных запасов за счет открытия собственных крупных и высокодебитных месторождений, а также приобретения лицензионных участков (концессий) за рубежом; эффективное освоение имеющегося фонда месторождений и скважин с трудноизвлекаемыми запасами, предусматривая выборочную реабилитацию залежей нефти и газа; новейшие научные достижения и эффективное использование новых технологий. Объективная оценка ситуации заключается в том, что очень мала возможность ввода в разработку новых крупных и высокодебитных (еще даже не выявленных) месторождений на территории России в ближайшие 20-25 лет, так как поисково-разведочные работы, как правило, не ориентированы на новые объекты, а привязаны к уже освоенным месторождениям и проводятся в очень малых объемах. Возможно в ближайшие два-три десятилетия в нефтяной промышленности России основными объектами будут уже разрабатываемые месторождения. В качестве первоочередных мер, предусматривающих фундаментальные научные проработки и организационно-техническое и технологическое обеспечение, можно обозначить следующие: 1. Настойчиво проводить поиски крупных высокодебитных нефтегазовых месторождений в новых районах на суше и на шельфе и в глубоких продуктивных этажах, в том числе в палеозое Западной Сибири на основе принципиально новых методик и технологий с учетом современных флюидодинамических процессов. Фундаментный палеозой может рассматриваться как главный источник увеличения ресурсной базы Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Осуществить пересчет (уточнение) остаточных запасов на разрабатываемых или законсервированных объектах Западной Сибири. Периодически производить оценку-экспертизу активных запасов с ранжировкой по продуктивности. Это чрезвычайно важно для текущего и перспективного планирования добычи в стране и для отдельных нефтегазовых компаний. 3. Определить индивидуально для каждого объекта оптимальные, щадящие режимы разработки (доразработки) и методы возможно-допустимой интенсификации. Предусмотреть реабилитационные циклы для месторождений и залежей с выработанными активными запасами. Значительная часть «поврежденных» нефтегазонасыщенных объектов, особенно в Западной Сибири, должна быть возвращена в состояние относительного покоя (релаксации) для стабилизации флюидо-динамического равновесия системы. Месторождение для разработки должно передаваться одному недропользователю. Нельзя дробить месторождения на участки и отдельные лицензионные блоки. 4. Для проверки научных концепций и разработки новых геолого-геофизических и промысловых технологий на основе «видения» динамических процессов целесообразно создать несколько региональных мониторинговых полигонов. Уверенная стратегия дальнейшего развития нефтегазового комплекса России может быть определена только после государственной ревизии имеющихся запасов на всех открытых месторождениях, а также в ходе уверенной реализации поисковых проектов. Россия без собственной нефтегазовой промышленности не может быть устойчиво развивающимся государством. Еще раз подчеркнем, что нефтегазовый потенциал России необъятен. По разведанным запасам она занимает второе место в мире, а суммарные потенциальные углеводородные ресурсы больше, чем у всех остальных стран планеты вместе взятых. Особое значение приобретают перспективы морских акваторий, где по расчетам потенциальные извлекаемые ресурсы углеводородов составляют 100 млрд т., в том числе нефти 16 млрд т и газа – 84 трил м3. Предполагается, что в 2005 г. добыча на шельфе может составить 20-25 млн т нефти и 30-35 млрд м3 газа, а в 2020 г. уже 65-70 млн т нефти и 135-140 млрд м3 газа. Скорейшее освоение этих богатств выгодно всей мировой цивилизации. Список используемой литературы: 1. «Физика нефтегазового пласта» Г. П. Зозуля, Н. П. Кузнецова, А. К. Ягафаров 2. Экспериментальные и промысловые испытания обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ / Д. Ю. Крянев, А. М. Петраков, Т. С. Рогова, А. В. Билинчук //М, Бурение и нефть. -2006. – № 7/8. – с. 8-11. 3. Расчет параметров проведения технологии нестационарного заводнения на примере конкретно выбранного участка воздействия / Д. Ю. Крянев, А. М. Петраков, И. И. Минаков, А. В. Билинчук // Сб. науч. тр. / ВНИИнефть. – 2006. – вып. 133. – с. 28-43. 4. Разработка и испытания обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ для обработки нагнетательных скважин / Д. Ю. Крянев, А. М. Петраков, Т. С. Рогова, А. В. Билинчук // Нефтепромысловое дело. – 2006. – № 9. с. 26-31. 5. Билинчук А. В., Баишев А. Б., Кузнецов В. В. Изучение природной анизотропии напряженного состояния продуктивных пластов в целях расширения информационной базы проектирования разработки нефтяных залежей // Сб. науч. тр. / ВНИИнефть. – 2006. – вып. 133. – с. 144-148. 6. К вопросу о качестве построенной геолого-технологической модели – основы мониторинга разработки нефтяных месторождений / Ю. В. Шульев, В. П. Волков, А. И. Рыков, Л. С. Бриллиант, А. С. Шубин, А. В. Билинчук // Вестник ЦКР Роснедра. – 2005. – вып. 2, с. 104-117. |