Анализ расчетных формул для определения коэффициента продуктивности горизонтальных скважин для газовой залежи

Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовая работа

По предмету: «Подземная гидромеханика»

На тему: «Анализ расчетных формул для определения коэффициента продуктивности горизонтальных скважин для газовой залежи»



Содержание

скважина газ инженерный

Введение

1. Теоретическая часть

1.1 Приток газа к горизонтальной скважине

1.2 Краткий обзор инженерных методов расчета дебитов горизонтальных скважин

1.3 Сопоставительный анализ формул притока в горизонтальные скважины

1.4 Исследование влияния на дебит горизонтальной скважины параметров пластовой системы и длины ствола

2. Расчетная часть

2.1 Расчет безразмерного коэффициента продуктивности горизонтальной скважины длиной l, радиусом r_с. в пласте толщиной h радиусе контура питания R_к

2.2 Построение графиков зависимости приведённого коэффициента продуктивности и проанализировать полученные результаты

2.3 Сравнение коэффициентов продуктивности вертикальной и горизонтальной скважины

Выводы

Список литературы



Введение

В последнее время в нашей стране и за рубежом ведутся интенсивные практические и теоретические работы в области применения технологии наклонно горизонтального бурения. Преимущества горизонтальных скважин в ряде случаев очевидны. Горизонтальная скважина имеет значительно большую область дренирования, чем вертикальная. Особенно сильно проявляется этот эффект в пластах малой продуктивной толщины, с высокой послойной и зональной неоднородностью, в низкопроницаемых пластах. Продуктивность горизонтальной скважины растет с ее длиной. Выигрыш в производительности может быть в 3-5 раз.

Развитие гидродинамических методов расчетов является в настоящее время крайне актуальной задачей. В данном проекте приведена идея некоторых приближенных подходов к определению дебита горизонтальной скважины, рассматривается стационарный приток газа.

Использование горизонтальных скважин при разработке нефтяных и газовых месторождений системой горизонтальных скважин позволяет увеличить коэффициент извлечения нефти при минимальных затратах и в возможно короткие сроки.



1. Теоретическая часть

1.1 Приток несжимаемой жидкости и газа к горизонтальной скважине

Традиционные методы разработки месторождений системой вертикально пробуренных скважин не всегда эффективны. В 50-е годы в нашей стране группа специалистов начала разрабатывать и применять специальную технику и технологию бурения многозабойных наклонных и горизонтальных скважин. Большой вклад в этом направлении был сделан А.М. Григоряном. В эти же годы были выполнены первые теоретические работы по расчету притока нефти к горизонтальным (П.Я. Полуборинова-Кочина, Ю.П. Борисов, В.П. Пилатовский, В.П. Меркулов, В.П. Табаков). Однако отсутствие необходимой техники в то время не позволило найти широкое практическое применение этому методу.

В последнее десятилетие в нашей стране и за рубежом интенсивные практические и теоретические работы в области применения технологии наклонно горизонтального бурения. Преимущества горизонтальных скважин в ряде случаев очевидны. Горизонтальная скважина имеет значительно большую область дренирования, чем вертикальная. Особенно проявляется этот эффект в пластах малой продуктивной толщины. Область дренирования горизонтальной скважины можно аппроксимировать объемом достаточно протяженного вдоль напластования эллипсоида, тогда как вертикальная скважина дренирует объем кругового цилиндра. Продуктивность горизонтальной скважины растет с ее длиной. Выигрыш в производительности может быть в 3-5 раз.

Горизонтальные скважины особенно эффективны в месторождениях, содержащих вертикальные трещины. В сильно неоднородных по проницаемости пластах (таких, например, как карстовые залежи) горизонтальные скважины имеют большую вероятность встретить продуктивную зону, чем вертикальные. В плане борьбы с обводнением горизонтальная скважина так же имеет преимущества.

Гидродинамические расчеты технологических показателей процесса разработки месторождений горизонтальными и наклонными скважинами не могут быть выполнены при помощи обычных формул, применяемых для расчета взаимодействия вертикальных скважин. Поэтому развитие гидродинамических методов подобных расчетов является в настоящее время актуальной задачей. Приведем здесь идею некоторых приближенных подходов к определению дебита горизонтальной скважины, не останавливаясь на выкладках и преобразованиях.

Рассмотрим стационарный приток несжимаемой жидкости (нефти) и газа к горизонтальной скважине длины 21 в однородном изотропном пласте проницаемости к с продуктивной толщиной h и непроницаемой кровлей и подошвой. Для простоты предполагаем, что скважина расположена на оси пласта. Учет несимметричности ее расположения (эксцентриситета) связан лишь с некоторыми дополнительными техническими трудностями. Будем считать закон справедливым закон Дарси. Пусть на забойной поверхности скважины поддерживается постоянное рабочее давление p₀, а на удаленном круговом «контуре питания» с радиусом R_к (эффективный радиус дренажа) -постоянное давление Р_к (Р_к > Р_с). Требуется определить суммарный дебит такой скважины.

Такая задача сводится к решению трехмерного уравнения Лапласа для давления с соответствующими краевыми условиями и не имеет простого аналитического решения. Для получения простой расчетной формулы для дебита может быть использован следующий приближенный прием. Будем моделировать горизонтальную скважину в горизонтальном (А-А) и вертикальном (В-В) сечениях, соответственно: а) линейным стоком длины 21 с постоянной плотностью q=Q/(2l) (Q - общий объемный расход жидкости в стоке) или б) «точечным» стоком радиуса r_с, расположенным посередине между двумя плоскостями.

Тогда исходную пространственную задачу можно свести к решению двух плоских задач: течению нефти или газа в горизонтальной плоскости к линейному стоку (очень тонкой пластине) и притоку нефти (газа) в вертикальной плоскости к точечному стоку в полосе шириной h. Суммарная производительность горизонтальной скважины рассчитывается как суперпозиция соответствующих решений этих двух плоских задач. Для решения каждой из плоских задач может быть использован метод отображения источников и стоков, метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений или часто более удобный метод комплексного потенциала.

Гидродинамическое поле течения представляет собой семейство взаимно ортогональных линий тока - гиперболы и эквипотенциалей - эллипсы для первой плоской задачи. Дебит линейного стока для жидкости определяется по формуле:

(1)

Для газа:

(2)

где а - большая полуось удаленного эллипса, на котором поддерживается постоянное давление Р_к.

При расчетах обычно используют эффективный радиус R_K кругового контура питания, который определяется из двух соотношений:

R_K=(ab)'^/2 (равенства площадей дренажа: круговой и эллиптической);

условия того, что точки -1 и 1 являются фокусами эллипса дренажа, так что Ь=(а²-1²)'^/2.

Эти условия приводят к равенству:

R_K=a(l-(l/a)²)'^/4

В случае притока жидкости к «точечному» стоку в полосе дебит находится по формуле:

Для газа:

Результирующий дебит Q скважины находится суммированием фильтрационных сопротивлений, соответствующих каждой из задач. Соответствующая формула имеет вид:

Для газа:

Эти расчетные формулы были получены S.D. Joshi (1988 г.).

Приведем два других соотношения для определения дебита Q: Ю.П. Борисов (1964 г.)

Для газа:

В.П. Пилатовский (1964 г.)

Для газа:

Таблица 1

Сравнительные результаты расчетов безразмерного коэффициента продуктивности J* нефтяной скважины в зависимости от половины длины скважины l при различных значениях эффективного радиуса контура питания

Половина длины скважины,1, м.		Коэффициент продуктивности 1
		=200м	=500м
		Метод расчета (формула)
	5	7	9	5	7	9
5	0,121	0,142	0,135	0,110	0,125	0,120
10	0,177	0,195	0,185	0,155	0,165	0,160
20	0,252	0,270	0,253	0,204	0,220	0,210
30	0,308	0,325	0,300	0,241	0,250	0,235
40	0,358	0,375	0,340	0,270	0,280	0,260
50	0,400	0,420	0,375	0,295	0,310	0,285
60	0,450	0,470	0,415	0,318	0,330	0,300

Интересно отметить, что максимальное различие в величинах дебита Q, рассчитанного по формулам (5),(7),(9), полученным различными методами, не превышает 11%. В таблице 1 приведены сравнительные результаты расчетов безразмерного коэффициента продуктивности J*=Q?/(2рkhДP) в зависимости от половины длины скважины 1 при различных значениях эффективного радиуса контура питания R_к. При этом было принято h=10м, r_с=0,1м, а величина а в соотношении с (5) вычислялась по следующей формуле:

В заключение заметим, что при определенных условиях формулы (5),(7), (9) можно упростить. Например, если длина горизонтальной скважины 2l значительно больше h, т.е. 2l»h, то вторым слагаемым в знаменателе формулы (7) можно пренебречь, и она сводится к виду, эквивалентному формуле Дюпюи:

Для газа:



Таким образом, дебит достаточно протяженной горизонтальной скважины можно приближенно вычислять по формуле (11), т.е. так же, как для эквивалентной совершенной вертикальной скважины с приведенным радиусом , равным одной четверти длины L горизонтальной скважины:

1.2 Краткий обзор инженерных методов расчета дебитов горизонтальных скважин

При решении практических задач проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений одной из основных формул для оценки дебитов скважин является известная формула Дюпюи. Поэтому естественным образом возникает вопрос получения аналога формулы Дюпюи и для притока жидкости в горизонтальную скважину.

Рассмотрим задачу о квазистационарном течении жидкости в пористой среде. Одиночная горизонтальная скважина длиной L дренирует область, ограниченную контуром питания с радиусом R_к. Толщина пласта - h, абсолютная проницаемость - K, динамическая вязкость жидкости - , давление на контуре питания - p_к, давление на забое скважины - p_с, приведенный радиус скважины - r_с. Требуется определить дебит скважины.

Наиболее простое решение было предложено Ю.П.Борисовым и В.П.Табаковым,

Дебит горизонтальной скважины выражается формулой

(9)



Первое слагаемое в знаменателе отражает внешнее фильтрационное сопротивление, вторе слагаемое - внутреннее сопротивление скважины.

Внешнее фильтрационное сопротивление по форме совпадает с сопротивлением вертикальной скважины, отличаясь лишь тем, что вместо радиуса скважины r_с используется радиус r_экв = L/4. Внутреннее сопротивление горизонтальной скважины принимается по методу эквивалентных фильтрационных сопротивлений Ю.П. Борисова равным внутреннему сопротивлению батареи вертикальных скважин шириной L, расстояние между скважинами 2 = h.

Формула (9) имеет тот недостаток, что вне зависимости от длины горизонтальной скважины контур питания предполагается радиальным. Точность данной формулы должна убывать с ростом отношения L/R_к.

Для горизонтальной скважины контур нефтеносности должен иметь эллипсообразный, а не круговой характер. С учетом этого Giger F. представил формулу притока в горизонтальную скважину в виде

(10)

где R_к - большая полуось эллипса, являющегося контуром питания.

Joshi S. в развитие формулы (10) получил выражение

(11)



где (12)

есть большая полуось эллипса, равновеликого по площади кругу с радиусом дренирования R_к. Есть некоторое различие в определении внутреннего сопротивления горизонтальной скважины в формулах (11) и (9) - (10). В формуле (11) внутреннее сопротивление несколько выше, чем в формулах (9) и (10). По методу эквивалентных фильтрационных сопротивлений более правильно отражают внутреннее сопротивление формулы (9) и (10).

Еще одна формула предложена в работе Renard G., Dupuy J.

(13)

где x = 2a / L и a вычисляются по формуле (12).

Формула (13) по внешнему фильтрационному сопротивлению совпадает с формулой (11), а по внутреннему сопротивлению - с формулами (9) и (10).

Формулы (9) - (13) соответствуют случаю изотропного по проницаемости пласта.

С учетом анизотропии по проницаемости Joshi предложена формула

(14)



где - коэффициент анизотропии;

- проницаемость пласта в горизонтально направлении;

- проницаемость по вертикали.

Формула Renard, Dupuy для анизотропного пласта

(15)

где

Эта формула отличается от (14) расчетом внутреннего сопротивления скважины.

В работе Economides M. дана поправка к формуле (14)

(16)

Показано, что для больших значений коэффициента анизотропии формулы (15) и (16) являются более точными в сравнении с (14).

Для формул (10) - (16) имеют место некоторые ограничения.

В случае анизотропных пластов формулы пригодны при выполнении ограничений

L > h, (17)



Для анизотропных пластов, помимо указанных, должно выполняться условие

L > h (18)

Формулы (9) - (16) относятся к расчетам дебита, когда горизонтальная скважина находится в центре пласта относительно кровли и подошвы. Для случая асимметричного расположения скважины относительно кровли и подошвы пласта Joshi предложена формула

(19)

где - расстояние по вертикали от центра пласта до горизонтальной скважины. При = 0 формула (19) переходит в (14).

Опираясь на точное решение П.Я. Полубариновой-Кочиной, Меркуловым В.П. получена приближенная формула

(20)

где ;;

;;.

Среди полуэмпирических формул, использующих принцип добавочного фильтрационного сопротивления, отметим формулу Евченко В.С.

(21)

где

при ;

Отличительная особенность формул (19) - (21) в том, что они учитывают асимметричность скважины относительно толщины пласта.

1.3 Сопоставительный анализ формул притока в горизонтальные скважины

На предварительном этапе проектирования, технико-экономического обоснования целесообразности бурения горизонтальных скважин во многих случаях достаточно воспользоваться приближенными расчетами по приведенным выше формулам.

Однако, ввиду множества формул, возникает задача их сопоставления с целью выявления диапазона применимости в практических расчетах.

С этой целью составлена программа расчетов на ПЭВМ по каждой из представленных формул. Сопоставление ведется в относительных величинах , где - дебит горизонтальной скважины, - дебит вертикальной скважины, определяемый по формуле Дюпюи:



(22)

Поскольку при взятии отношения дебитов многие параметры взаимно сокращаются, основными параметрами, определяющими величину отношения дебитов остаются толщина пласта h, длина горизонтальной скважины L, радиус контура питания R_к. В таблице отражены результаты расчетов для h = 5м, h = 10м, h = 50м. По радиусу контура питания рассматривались варианты R_к = 100; 200; 500; 1000 метров.

Варианты по длине горизонтальной скважины L отвечают ограничениям (17).

Анализ таблицы показывает, что наиболее близкие результаты получаются по формулам Борисова-Табакова (9) и Renard, Dupuy (13). Расхождение результатов по этим формулам имеет место только для случаев L>R_k. Этого следовало ожидать, поскольку погрешность формулы (9), как было указано выше, возрастает с ростом отношения L/R_k.

Формула Joshi (11) дает несколько заниженные показатели, поскольку в ней внутреннее фильтрационное сопротивление горизонтальной скважины завышено, а формула Giger (10), наоборот, дает завышенные значения отношения , поскольку в этой формуле занижается внешнее фильтрационное сопротивление для горизонтальной скважины.

Сравнительно неплохо согласуются и результаты расчетов по формуле Меркулова (20). Для этой формулы отношение дебитов постоянно выше, чем по формуле (13).

И совсем не согласующиеся результаты получаются по формуле Евченко (21). Они сильно занижаются по сравнению с другими формулами. Возможно, причиной является ошибка в формуле, допущенная в первоисточнике.

В работе для исходных данных h = 83 м, L = 236 м, R_к = 196,5 м, r_c=0,1 м приводится значение отношения , полученное в результате численного моделирования. Используя данное решение в качестве эталонного, была проверена точность инженерных формул (9) - (13), (20), (21).

По эталонному решению значение отношения дебитов при указанных исходных параметрах составляет 2,51. Наименьшее отклонение от эталонного значения достигается при вычислении дебита горизонтальной скважины по формуле Renard, Dupuy (13), наибольшее - по формуле Евченко (21). Промежуточное положение занимают формулы (9), (21), (1.2) и (11).

1.4 Исследование влияния на дебит горизонтальной скважины параметров пластовой системы и длины ствола

Влияние на дебит горизонтальной скважины таких параметров как толщина пласта h, длина ствола L, радиус контура питания R_к можно проанализировать. Из этого однозначно следует, что при прочих равных параметрах с ростом толщины пласта преимущество горизонтальной скважины перед вертикальной по дебиту падает. Для пластов большой толщины (50 и более метров) вертикальная скважина по дебиту может оказаться эффективней горизонтальной.

Влияние длины горизонтального ствола однозначно - чем больше длина ствола, тем больше дебит горизонтальной скважины. Однако зависимость дебита от длины L отнюдь не линейна.

К примеру, при толщине пласта h =10 м и радиусе контура питания R_к = 500 м дебит горизонтальной скважины длиной L = 50 м превышает дебит вертикальной скважины в 2 раза, а при длине L = 500 м - в 5,9 раз. Таким образом, увеличение длины горизонтальной скважины в 10 раз приводит к увеличению дебита всего лишь в 2,95 раза. Это обстоятельство должно учитываться при технико-экономическом обосновании длины горизонтальной скважины в каждом конкретном случае проектирования.

Рассмотрим влияние на эффективность горизонтальной скважины коэффициента анизотропии пласта по проницаемости .

Для анизотропного пласта по особому считается не только дебит горизонтальной скважины, но и вертикальной.

Вместо формулы Дюпюи для вертикальной скважины будем иметь

, (23)

(24)

где - эквивалентный радиус скважины.

Для изотропного пласта () отношение дебитов равно = 4,28.

Для анизотропного пласта для случаев отношение дебитов возрастает, а при - убывает.

Так, например, для отношения отношение дебитов равно 11,84 , для случая составляет 1,38.

Анализ показывает, что столь резкое влияние анизотропии на отношение дебитов горизонтальной и вертикальной скважин обусловлено в большей мере сильной зависимостью дебита вертикальной скважины от показателя анизотропии по формуле (23). Дебит же горизонтальной скважны по формуле (15) зависит от анизотропии не так существенно.

Для сравнения можно представить отношения дебитов для тех же значений коэффициента анизотропии при расчетах дебита горизонтальной скважины с учетом влияния анизотропии, а дебита вертикальной скважины по формуле (22) - без учета анизотропии. Сопоставление покажет, насколько можно исказить результаты, если при расчете дебита вертикальной скважины анизотропию не учитывать.

Из этого следует основной вывод - эффективность горизонтальной скважины по отношению к вертикальной в анизотропном пласте выше, чем в изотропном при и ниже при . Поэтому учет влияния анизотропии является обязательным при технико-экономическом обосновании варианта разработки.

Были выполнены расчеты и по оценке влияния асимметричности расположения горизонтальной скважины относительно кровли и подошвы пласта.

Наибольший дебит по формулам (19), (20) и (21) имеет горизонтальная скважина, расположенная в центре пласта относительно кровли и подошвы. Со смещением скважины в сторону кровли или подошвы дебит горизонтальной скважины снижается. Наименьший дебит будет иметь скважина, примыкающая к кровле или подошве. К сожалению, формулы не учитывают гравитационных эффектов и дают одинаковый результат для скважин, примыкающих как к кровле, так и подошве пласта.



2. Расчетная часть

Таблица 2.

Название параметра	Обозначение	Значение
Мощность пласта, м	h	6
Проницаемость,	k	0,29
Радиус контура питания, м		300
Радиус скважины, м		0,08
Динамическая вязкость газа, мПа*с	µ	0,012
Давление на контуре, МПа		13,8
Давление на забое, МПа		10,5

2.1 Расчет безразмерного коэффициента продуктивности горизонтальной скважины длиной l, радиусом rс. в пласте толщиной h радиусе контура питания Rк

Рассчитаем безразмерный коэффициент J^* горизонтальной скважины длиной 2, радиусом в пласте толщиной h при радиусе контура питания по формуле:

2.1.1. Расчеты по формуле (6), полученной S.D. Joshi (1988г.):

Где -большая полуось удаленного эллипса, на котором поддерживается постоянное давление , рассчитывается по формуле (3):



Исходя из формул (6) и (13), рассчитываем безразмерный коэффициент продуктивности J^* по формуле (7):

Произведем расчеты:

При :

Рассчитаем по формуле (6):

Рассчитываем безразмерный коэффициент продуктивности J^* по формуле (7):

При :

Расчетные данные приводим в таблицу:

Таблица 3

Зависимость безразмерного коэффициента продуктивности J* от половины длины скважины l по формуле S. D. Joshi:

	0	50	100	150	200	250
	0	44,66	63,92	83,19	104,89	130,19
	300	350	400	450	500	550
	160,459	196,013	238,165	286,271	341,560	402,279

600	650
470,747	543,007

2.1.2. Расчеты по формуле (8), полученной Ю.П. Борисовым (1964г.):

Исходя из формул (8) и (13), рассчитываем безразмерный коэффициент продуктивности J* по формуле (6):

Произведем расчеты:

При :

Расчетные данные приводим в таблицу:

Таблица 4. Зависимость безразмерного коэффициента продуктивности J* от половины длины скважины l по формуле Ю.П. Борисова:

	0	50	100	150	200	250
	0	46,13	65,1	84,63	107,02	134,28
	300	350	400	450	500	550
	169,323	216,866	288,965	399,388	666,405	1208,49

600	650
9798,387	-1771,226

2.1.3 Расчеты по формуле (10), полученной В.П. Пилатовским (1964г.):

Исходя из формул (10) и (13), рассчитаем безразмерный коэффициент продуктивности J* по формуле (9):



Произведем расчеты:

При :



Расчетные данные приводим в таблицу:

Таблица 5

Зависимость безразмерного коэффициента продуктивности J* от половины длины скважины l по формуле В.П. Пилатовского:

	0	50	100	150	200	250
	0	41,35	55,95	69,78	84,28	100,31
	300	350	400	450	500	550
	118,607	140,179	167,052	198,923	248,377	298,406

600	650
383,458	510,369

2.1.4 Расчеты по формуле , полученной Giger F:

Произведем расчеты:

При :



Таблица 6

Зависимость безразмерного коэффициента продуктивности J* от половины длины скважины l по формуле Giger F.:

	0	50	100	150	200	250
	0	34,97	46,184	56,181	66,096	76,735
	300	350	400	450	500	550
	88,909	103,248	121,382	146,662	186,108	268,741

600	650
4899,193	-



2.1.5 Расчеты по формуле , полученной Renard G., Dupuy J.:

Произведем расчеты:

При :



Таблица 7

Зависимость безразмерного коэффициента продуктивности J* от половины длины скважины l по формуле Renard G., Dupuy J.:

	0	50	100	150	200	250
	0	34,907	45,783	54,577	62,231	68,818
	300	350	400	450	500	550
	74,293	78,685	81,994	84,441	86,227	87,475

600	650
88,389	89,057

2.1.6 Для расчета коэффициента продуктивности газовой вертикальной скважины воспользуемся формулой для объемного расхода плоскорадиального фильтрационного потока:

Исходя из формул (13) и (18), рассчитаем коэффициент продуктивности вертикальной скважины:

Произведем расчет:



2.2 Построение графиков зависимости приведённого коэффициента продуктивности и проанализировать полученные результаты

l(м)

В целом графики зависимостей безразмерного коэффициента продуктивности от половины длины газовой горизонтальной скважины похожи друг на друга, что говорит о небольшой разнице при нахождении дебитов. Следует отметить, что график зависимостей, построенный по формуле Борисова лежит чуть выше, чем Joshi, но в гораздо большей степени с ними разнится график, построенный по Пилатовскому, лежащий ниже. Графики, построенные по формулам Giger F. и Renard G., Dupuy J. так же похожи и лежат значительно ниже остальных графиков. Также из рисунка видно, что с увеличением длины горизонтального участка разночтения по графикам лишь возрастают, но на графике, построенном по Renard G., Dupuy J. коэффициент J* меняется не значительно.

2.3 Сравнение коэффициентов продуктивности вертикальной и горизонтальной скважины

По результатам формулы (19) безразмерный коэффициент продуктивности вертикальной скважины , что по сравнению с данными таблиц 3, 4, 5 для горизонтальной скважины очень мало, к примеру при длине горизонтальной части 100 метров- более чем в 3 раза меньше.



Выводы

Из графиков видно, что безразмерный коэффициент продуктивности горизонтальной скважины J* возрастает с увеличением длины скважины. Примерно до 50 метров график зависимости коэффициента продуктивности J* растет очень быстро, а затем с увеличением длины горизонтального участка представляет собой практически прямую линию. Это условие необходимо учитывать при бурении горизонтального участка для того, чтобы при разработке скважин иметь наибольшую производительность.

Выигрыш по коэффициенту продуктивности горизонтальной и вертикальной скважинами может достигать 3-5 раз в пользу горизонтальной.

При выборе между тремя формулами нужно отдать предпочтение формуле S.D.Joshi, так как он учитывает горизонтальное и вертикальное сечения для определения эффективного радиуса контура питания.



Список литературы

1. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Канаевская Р.Д., Максимов В.М. «Подземная гидромеханика»: Учебник для вузов. - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2010. - 496с.

2. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. «Подземная гидромеханика» - Москва: Недра, 2012. - 126-129с.

3. Богомольный Е.И. «Интенсификация добычи высоковязких нефтей из карбонатных коллекторов Удмуртии» - Москва - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2009 - 272с.

4. Кудинов В.И. «Основы нефтегазового дела» - Москва - Ижевск: Институт компьютерных исследований; Удмуртский госуниверситет, 2004. - 720с.

Размещено на Allbest.ru