Совершенствование технологии отбора из пласта и подъема двухфазной жидкости в добывающей скважине тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Фатхлисламов, Марат Айратович

• Фатхлисламов, Марат Айратович
• кандидат технических наук
• 2011

Оглавление диссертации кандидат 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 диссертации (часть автореферата) 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 диссертации 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.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Фатхлисламов, Марат Айратович, 2011 год

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