Теоретическое моделирование процессов тепломассообмена при разработке месторождений тяжелых нефтей методом парогравитационного дренажа тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.10, кандидат физико-математических наук Клемин, Денис Владимирович

• Клемин, Денис Владимирович
• кандидат физико-математических наук
• 2010

Оглавление диссертации кандидат физико-математических наук Клемин, Денис Владимирович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ТЕОРЕТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ТЕПЛОМАССООБМЕНА В ИНЖЕКЦИОННОЙ

СКВАЖИНЕ И ГОРНОМ МАССИВЕ ПРИ ДОБЫЧЕ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ МЕТОДОМ ПАРОГРАВИТАЦИОННОГО ДРЕНАЖА.

1.1. Концепция парогравитационного дренажа.

1.1.1. Мониторинг ПГД скважин.

1.1.2. Использование результатов точечного мониторинга давления и температуры для оптимизации режима работы скважин.

1.2. Моделирование тепломассообмена в инжекционной скважине игорном массиве при добыче тяжелой нефти методом ПГД.

1.2.1. Численные модели разработки.

1.2.2. Приближенные модели.

1.3. Необходимые направления развития теоретического моделирования процесса ПГД.

ВЫВОДЫ.

ГЛАВА 2. МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ПРОЦЕССОВ ТЕПЛОМАССОПЕРЕНОСА В ПРОДУКТИВНОМ ПЛАСТЕ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ МЕТОДОМ ПГД

2.1. Математическая модель процесса парогравитационного дренажа.

2.1.1. Описание математической модели ПГД.

2.1.2. Результаты моделирования.

2.2. Математическая модель процесса предпрогрева.

2.2.1. Описание математической модели нагнетательной скважины.

2.2.2. Влияние режимных параметров на эффективность прогрева пласта

ВЫВОДЫ.

ГЛАВА 3. МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕПЛОМАСООБМЕНА В

ИНЖЕКЦИОННОЙ СКВАЖИНЕ ПГД.

ЗЛ Режимы потока для инжекционной скважины ПГД.

3.2. Моделирование раздельного течения пароводяной смеси в инжекционной скважине.

3.3. Численное решение системы уравнений.

3.4. Результаты моделирования.

3.5. Сопряжение скважина-пласт.

ВЫВОДЫ.

ГЛАВА 4. ПРИМЕНЕНИЕ РАЗРАБОТАННОЙ МОДЕЛИ

ТЕПЛОМАССОПЕРЕНОСА ПРИ РЕШЕНИИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ЗАДАЧ

4.1 Влияние тепловых свойств коллектора на эффективность нефтедобычи при помощи технологии парогравитационного дренажа.

4.1.1. Вариации тепловых свойств пласта в пределах одного месторождения.

4.1.2. Результаты моделирования.

4.2. Оценка влияния тепловых свойств коллектора на эффективность предварительного прогрева пласта.

ВЫВОДЫ.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Теоретическое моделирование процессов тепломассообмена при разработке месторождений тяжелых нефтей методом парогравитационного дренажа»

Актуальность работы

Согласно различным оценкам общие мировые запасы тяжелых нефтей и битумов составляют 9-13 трл.т и превышают запасы обычных нефтей в 2,5-3 раза. В России геологические запасы тяжелой нефти составляют от 7,2 до 8,8 млрд.т, а битумов - от 30 до 70 млрд.т. Вероятнее всего запасы и ресурсы этих углеводородов в перспективе будут возрастать, в. связи с открытием новых месторождений в арктических зонах Восточной Сибири и Дальнего Востока.

Добыча тяжелой нефти и битума представляет собой сложный процесс, для которого требуются технологии и методы контроля, созданные для специфических условий, потому что эти жидкости' имеют чрезвычайно высокую вязкость (до 1 500 Па-сек). Вязкость тяжелой нефти и битума значительно уменьшается при увеличении температуры и, по всей видимости, наиболее многообещающими являются методы добычи* с использованием теплового воздействия на пласт.

К числу новых технологий разработки месторождений сверхтяжелых нефтей и битумов, следует отнести парогравитационный дренаж. (ПГД), который предполагает использование двух горизонтальных скважин, расположенных одна над другой на расстоянии 5-10 м. В отечественной промышленности и за рубежом данная технология (за рубежом именуемая SAGD - steam assisted gravity drainage) получает все более широкое применение. В рамках данной технологии верхняя скважина используется для нагнетания пара и создания в пласте высокотемпературной паровой камеры (часть пространства резервуара, освободившаяся вследствие разработки нефти, заполненная паром), на поверхности которой пар конденсируется и вместе с разогретой нефтью стекает к нижней добывающей скважине.

К недостаткам ПГД следует отнести сложность, контроля параметров паровой камеры,вдоль скважины. Неоднородность пласта по его физическим свойствам или изменение давления* пара вдоль скважины могут привести к неравномерной добыче нефти по длине скважины и, как следствие, к прорыву пара в добывающую скважину. В процессе добычи измеряются давление и температура в скважинах. В последнее время пространственно-временные распределения температуры по-длине скважин регистрируются с помощью оптико-волоконных измерителей температуры (в иностранной литературе именуемых DTS — distributed temperature sensor): Эти данные дают лишь косвенную информацию об эволюции паровой камеры и профиле притока нефти в добывающую скважину, что делает необходимым создание основ интерпретации, результатов измерения- давления* и температуры в скважине, в первую очередь - с использованием математических моделей ПГД. Обычно используемые детальные трехмерные модели не позволяют производить расчеты в реальном масштабе времени. Задача оперативной интерпретации данных мониторинга скважин при использовании ПГД требует разработки специальных численных симуляторов, использующих различные приближенные модели ПГД.

Существующие приближенные модели ПГД основаны , на аналитической модели Батлера, получившего выражение для скорости дренирования нефти вдоль стенок паровой камеры. Такие модели широко применяют для описания процесса ПГД, однако они не учитывают нестационарный характер теплообмена между паровой камерой и окружающей средой, не позволяют рассчитать расход пара и, как следствие, имеют ограниченную применимость для решения задачи оценки эффективности ПГД.

В связи с этим потребовалась разработка приближенной математической модели физических процессов в скважине и продуктивном пласте, которая позволяет учесть все основные факторы, влияющие на процесс ПГД, и обеспечивает повышение достоверности результатов интерпретации данных геофизического мониторинга скважин.

Создание моделей ПГД предполагает решение задач по тепломассообмену в скважинах и продуктивном пласте для оптимизации режима добычи. Для расчета параметров теплопереноса требуется надежная информация о комплексе тепловых свойств (теплопроводность, температуропроводность, объемная теплоемкость) пород продуктивного пласта, подстилающего и перекрывающего слоев горного массива. В настоящее время при проведении исследовательских работ и построении геолого-технологических моделей для' прогнозирования показателей разработки не учитывается степень влияния вариации теплофизических свойств пород коллектора на эффективность, процесса ПГД. В связи с отсутствием до последних лет возможности получения надежных представительных данных о тепловых свойствах пород конкретного месторождения обычно используют усредненные значения, основанные на единичных измерениях или на справочных данных, не учитывающих особенностей разрабатываемого объекта и не содержащих подробное геологическое описание изучавшихся пород.

В связи с этим потребовалось провести исследование влияния реальных пространственных вариаций теплофизических свойств пород, детально изученных для одного из месторождений при помощи новой высокоэффективной аппаратурно-методической измерительной базы, на показатели разработки методом ПГД.

Цель работы

Целью работы является повышение эффективности процесса добычи тяжелых нефтей при помощи парогравитационного дренажа посредством выбора оптимальной конструкции скважин, расчета оптимального режима их работы с учетом знаний о фильтрационных и тепловых свойств пласта и повышение достоверности результатов интерпретации полевых данных геофизического мониторинга скважин.

Основные задачи исследований

В соответствии с поставленной целью в работе решаются следующие задачи:

1. Создание упрощенной математической модели процессов тепломассопереноса при разработке месторождений тяжелой нефти методом парогравитационного дренажа, позволяющей оценить влияние нестационарного теплообмена в пласте и кровле и влияние режимов работы инжекционной и добывающей скважин на показатели разработки.

2. Создание математической модели физических процессов в инжекционной скважине с целью определения оптимальных характеристик и конструкции нагнетательной скважины, обеспечивающих улучшение равномерности притока нефти по длине добывающей скважины.

3. Разработка метода оценки параметров ПГД, применимого для оптимизации режимов работы скважин, анализа влияния неоднородности пласта на параметры ПГД, интерпретации результатов измерений давления и температуры и позволяющего производить расчеты в реальном масштабе времени.

4. Оценка влияния вариации тепловых свойств коллектора на эффективность процесса ПГД для прогнозирования показателей разработки на основе результатов петрофизических исследований пород месторождений тяжелых нефтей.

Научная новизна работы

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Разработана аналитическая модель физических процессов в скважине и продуктивном, пласте, происходящих при разработке месторождения методом парогравитационного дренажа, которая отличается, тем, что позволяет учесть нестационарный теплообмен в пласте и< перекрывающей толще, влияние неоднородности- петрофизических и теплофизических свойств пород пласта на показатели разработки» и оценить расход пара, закачиваемого в скважину.

2. Разработана математическая модель термодинамически равновесного потока пара и воды, учитывающая^ влияние теплопотерь, режимов двухфазного потока и проскальзывания фаз на потери' давления, изменение температуры и энтальпии по длине инжекционной скважины ПГД, которая позволяет учесть изменение режима потока пара в зависимости от конструкции (геометрии) скважины и параметров закачки, влияние пространственного распределения фаз (газовой и жидкой) на инжекцию каждой из них в пласт в условиях формирующейся в пласте высокотемпературной паровой камеры.

3. Создан метод оценки параметров ПГД, обеспечивающий сокращение времени расчета с нескольких дней до нескольких часов и- основанный на применении одномерной модели инжекционной. и добывающей-скважин и нескольких двухмерных моделей для слоев продуктивного пласта, перпендикулярных скважинам и соединенных между собой через инжекционную и добывающую скважины.

4. Получены оценки степени влияния пространственных вариаций теплофизических свойств пород продуктивного пласта, подстилающей и перекрывающей толщ на эффективность процесса парогравитационного дренажа.

Защищаемые научные положения

1. Разработанная упрощенная математическая модель процессов тепломассопереноса в продуктивном пласте при разработке месторождений тяжелой нефти методом парогравитационного дренажа обеспечивает расчет показателей-, разработки- и параметров формирующейся в пласте паровой^камеры.

2'. Разработанный подход к определению> оптимального режима циркуляции^ пара и- оценки требуемой» продолжительности-предварительного прогрева пласта' позволяет увеличить-эффективность использования энергии пара и снижение его расхода.

3. Созданная численная модель нагнетательной скважины обеспечивает определение оптимальной конструкции-скважины и режима ее работы.

4. Разработанная 2*Ш+К*2Б математическая модель ПГД позволяет решать задачи интерпретации данных геофизического мониторинга скважин, в частности результатов измерений,распределения, давления и температуры по длине скважин, оптимизации режима, работы инжекционной скважины и анализа' влияния, фильтрационных, и тепловых свойств пласта на параметры ЛТД: Она позволяет сократить время расчета моделей ПГД с нескольких дней до нескольких часов:

Практическая ценность работы

Практическая*ценность работы заключается в следующем.

1. Обеспечена возможность приближенного расчета основных характеристик ПГД с помощью математической модели процессов тепломассопереноса, которая учитывает нестационарный теплообмен в пласте и перекрывающей толще.

2. Разработанная математической модель процессов тепломассопереноса при разработке месторождений тяжелой нефти методом ПГД сделала возможными выбор оптимального режима циркуляции пара и оценку продолжительности прогрева продуктивного пласта.

3. Созданная механистическая модель термодинамически равновесного потока пара и воды, учитывающая влияние режимов двухфазного потока и проскальзывания фаз на потери давления в инжекционной скважине, которая^ позволяет воспроизводить типичные схемы заканчивания скважин ПГД!.

4. Разработанный> метод оценки параметров ПГД, основанный на применении- одномерной модели инжекционной и добывающей« скважин и нескольких двухмерных моделей для слоев продуктивного пласта, перпендикулярных скважинам, и соединенных между собой через инжекционную и добывающую скважины позволяет сократить время расчета моделей ПГД с нескольких дней (требуемых для трехмерных детальных расчетов) до нескольких часов.

5. Пакет прикладных программ, созданный на основе разработанной математической.модели и представленного метода оценки параметров ПГД, повышает эффективность интерпретации результатов измерений давления и температуры, оптимизации режима работы инжекционной скважины и анализа влияния тепловых и фильтрационных свойств пласта на параметры ПГД.

6. Показана необходимость учета пространственных вариаций тепловых свойств продуктивного пласта и окружающих толщ для оценки параметров эффективного режима работы скважин на этапе предварительного прогрева, уменьшения объема прокачиваемого пара и сокращения расходов энергии на начальном этапе ПГД.

Реализация и внедрение результатов исследований

Результаты работ использованы* в работах НК ЛУКОЙЛ по Ярегскому месторождению тяжелых нефтей, организации Печор1ШПИНефть, компании Петроальянс, лаборатории Проблем геотермии РГГРУ по проектам с НУ ЛУКОЙЛ, Московском научном центре компании Шлюмберже.

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на Международной конференции молодых ученых, специалистов и студентов "Современные методы изучения, моделирования и разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений" (Тюмень, 2008 г.); Международной конференции "Российская нефтегазовая техническая конференция и выставка общества инженеров - нефтяников" (Москва, 2008 г.); Международной конференции, "Reservoir symposium" организованной компанией Шлюмберже (Москва, 2008 г.); Международной конференции «Новые идеи в науках о Земле» (Москва, 2009 г.).

Публикации

Результаты работы отражены в 6 научных статьях и 4 тезисах докладов, опубликованных в сборниках трудов Международных научных конференций. По результатам работы подано 2 заявки на патент.

Объем и структура работы

Диссертация состоит из введения, 4 глав и заключения, содержит 123 страницы машинописного текста, 35 рисунков, 1 таблицу, библиографию из 70 наименований.

Заключение диссертации по теме «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых», Клемин, Денис Владимирович

Основные результаты работы заключаются в следующем:

1. Разработана математическая модель ПГД, учитывающая нестационарный теплообмен в пласте и перекрывающей толще и способная, рассчитать основные характеристики* процесса ПГД: изменение высоты паровой камеры в зависимости- от режима работы скважин и влияние неоднородности тепловых свойств пласта на показатели разработки. Модель успешно протестирована с использованием коммерческого гидродинамического симулятора.

2. Проведен анализ эффективности прогрева пласта, приведены- (и протестированы на результатах численного моделирования) аналитические соотношения для выбора оптимального режима циркуляции пара и для оценки продолжительности прогрева.

3. Показано, что в ^ режиме циркуляции пара из-за теплообмена между НКТ и кольцевым зазором на прогрев пласта может идти относительно

• малая часть (15-25%) энергии инжектируемого пара. Эффективность прогрева пласта увеличивается при увеличении диаметра НКТ и/или снижении давления- и температуры закачиваемого пара. Установлено, что в процессе прогрева можно увеличить эффективность использования энергии пара, снижая по определенному закону его расход путем уменьшения давления/температуры закачиваемого пара.

4. Создана механистическая модель термодинамически равновесного потока пара и воды, которая учитывает уход пара в пласт, влияние режимов двухфазного потока и скоростей фаз на потери» давления, профили температуры и энтальпии и позволяет воспроизводить типичные схемы заканчивания скважин ПГД.

5. Разработанный метод оценки параметров ПГД, основанный на применении одномерной модели инжекционной и добывающей скважин и нескольких двухмерных моделей для слоев продуктивного пласта, перпендикулярных скважинам, и соединенных между собой через инжекционную и добывающую скважиньг позволяет сократить, время расчета; моделей 111 Д. с нескольких дней (требуемых для трехмерных детальных расчетов) десятков минут.

6. Показано, что пакет прикладных программ, написанный:на языке Си и использующий^ библиотеку МРГ для? выполнения параллельных расчетов, созданный на основе разработанной; математической? модели и представленного метода оценки параметров ПГД, повышает эффективность интерпретации результатов измерений давления и температуры, оптимизации« режима: работы; инжекционной'скважины и анализа влияния тепловых и фильтрационных свойств пласта на параметры ПГД.

7. Установлено, что тепловые свойства пород существенно' влияют на оптимальные значения давления/температуры закачиваемого пара и на продолжительность- стадии прогрева? пласта. Как показали результаты численного, моделирования и аналитические оценки;. при использовании ошибочных значений тепловых свойств пласта на стадии- проектирования, возможны: недостаточный прогрев пространства между скважинами- и завышенный расход пара при использовании; завышенных значений теплопроводности пород; заниженный^ расход пара и недостаточный прогрев части пласта из-за полной конденсации; пара при- использовании; заниженных значений тепловодности пород.

8. Проведены оценки влияния, неоднородности тепловых свойств коллектора на эффективность ПГД с помощью разработанной аналитической модели ПГД. Результаты моделирования-показали, что вариации тепловых свойств пласта приводят к изменению ПНО от -20% до +45% относительно величины этого параметра, соответствующего % = 3 Вт/(м-К). Полученные величины изменений параметров эффективности процесса ПГД являются значительными и могут привести к существенному пересмотру результатов прогнозирования показателей разработки при построении геолого-технологических моделей. Таким образом, учет реальных тепловых свойств пласта и подстилающих пород важен при моделировании процесса ПГД и оказывает значительное влияние на требуемые объемы закачки пара в процессе разработки и объемы добычи нефти, что в итоге существенно сказывается на выборе оптимальной конструкции скважин и определении режима их работы.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Список литературы диссертационного исследования кандидат физико-математических наук Клемин, Денис Владимирович, 2010 год

1. Алишаев, М. Г. Неизотермическая фильтрация при разработке нефтяных месторождений. М. Г. Алишаев, М. Д. Розенберг, Е. В. Теслюк; под ред. д-ра техн. наук Г. Г. Вахитова. - М.: Недра, 1985.

2. Баширов, В. В. Неизотермическая фильтрация жидкости и газа и задачи увеличения нефтеотдачи пластов тепловыми методами.: Учебное пособие. В. В. Баширов, Г. Т. Булгакова, Р. Ф. Шарафутдинов — Уфа, 1985.-96с.

3. Булыгин, В. Я. Математическое моделирование тепломассопереноса в нефтяных пластах / В. Я. Булыгин, В. А. Локтунин //Сб.:Динамика многофазных сред. Новосибирск. 1981. - С. 101-107.

4. Бурже, Ж. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. Ж. Бурже, П. Сурио, М. Комбарну; пер. с франц. М.: Недра, 1989. - 422 с ил. Пер. изд.: Франция, 1984.

5. Васильев, В. И. Вычислительные методы в разработке месторождений нефти и газа./ В. И. Васильев, В. В. Попов, Т. С. Тимофеева. -Новосибирск: Изд-во СО РАН. 2000 г., 126 с.

6. Граменицкий E.H., Котельников А.Р., Батанова A.M., Щекина Т.И., Плечов П.Ю. Экспериментальная и техническая петрология. М.: Научный мир, 2000. 416 с.

7. Карслоу Г., Егер Д. Теплопроводность твердых тел. М.: Наука, 1964. 487 с.

8. Клемин Д.В., Пименов В.П. Оптимизация режима работы скважин при парогравитационном способе добычи тяжелых нефтей на основе численного моделирования // Известия вузов. Геология и разведка. -2008.-№5.-С. 54-58.

9. Клемин Д.В., Пименов В.П., Руденко Д.В., Разработка эффективной численной модели парогравитационного способа добычи тяжелыхнефтей // Журнал общества инженеров нефтяников. 2008. — SPE-117387.

10. Ю.Клемин Д.В., Попов Ю.А., Пименов В.П., Оценка влияния тепловых свойств^ коллектора на эффективность предварительного прогрева пласта- при* нефтедобыче тепловыми методами // Известия ВУЗов, Геология и разведка. 2010. - №3. - С. 46-51.

11. П.Кузнецов Ю.Н. Теплообмен в проблеме безопасности ядерных реакторов. Москва: Энергоатомиздат, 1989, - 297 с.

12. И.Пименов В.П., Клемин Д.В., Руденко Д.В., Аналитическая модель процесса парогравитационного дренажа // Известия ВУЗов, Геология и разведка. 2009. - №1. - С. 49-52

13. Пименов В.П., Попов Ю.А., Клемин Д.В., Спасенных М.Ю., Оценка влияния тепловых свойств коллектора на эффективность нефтедобычи при помощи технологии парогравитационного дренажа // Известия ВУЗов, Геология и разведка. 2009. - №4. - С. 59-62

14. Пименов В.П., Шако В.В., Клемин Д.В. Проблемы и перспективы добычи тяжелой нефти методом парогравитационного дренажа // Недропользование-XXI век. 2008. - №1. - С 59-63.

15. Попов Ю.А., Ромушкевич Р. А., Попов Е. Ю. Теплофизические исследования пород разреза Тюменской сверхглубокой скважины. В кн. Тюменская сверхглубокая скважина. Серия «Научное бурение в

16. России». Под ред. В.Б.Мазура и др. Изд. КамНИИКИГС, Пермь, 1996. -С. 163-175.

17. Поршаков Б.П., Романов Б. А., Шотиди К.Х., Купцов С.М. Исследование тепло физических свойств горных пород в проблеме повышения нефтеотдачи. // Нефтяное хозяйство. 1980. - №7. - С. 4447.

18. Самарский А. А. Теория разностных схем. М.: Наука, 1977. 656 с.

19. Тихонов А.Н., Самарский А.А, Уравнения математической физики. -М.: Недра, 1972.-315 с.

20. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения. Пер. с англ. М.: Мир, 1972

21. Чарный, И.А. Нагревание призабойной зоны при закачке горячейжидкости в скважину // Нефтяное хозяйство. 953. - № 2,3. - С. 18-24, 29-33.

22. Шандрыгин А.Н., Тертычный В.В., Нухаев М.Т. Разработка залежей тяжелой нефти и природного битума методом парогравитационного дренажа // Нефтяное хозяйство. 2006. - №7. - С. 92-96.

23. Ansari, A.M., Sylvester, N.D., Sarica, С., Shoham, О. and Brill, J.P. A Comprehensive Mechanistic Model for Upward Two-Phase Flow in Wellbores // SPE Prod. & Fac. 1994. - N. 5. - P. 143-151.

24. Barnea, D., O. Shoham and Y. Taitel. Flow Pattern Transition for Downward Inclined Two Phase Flow: Horizontal to Vertical // Chemical Engineering Science. 1982. - Vol. 37. - P. 735 - 740.

25. Butler R.M. A new Approach to the Modeling of the Steam Assisted Gravity Drainage // Journal of Canadian Petroleum Technology. 1985. - N. 3 . - P. 42-51.

26. Butler R.M. Horizontal wells for the Recovery of Oil,, Gas and Bitumen (Petroleum? Society* of the CIM Monograph). Houston: Gulf Publishing Company, 1996.-228 p.

27. Butler R.M. Stephens D.J. The Gravity Drainage of Steam-Heated Heavy Oil to; Parallel? Horizontal Wells; //Journal' of Canadian Petroleum Technology. 1981. - P. 90-96.

28. Butler R.M. Thermal Recovery of Oil and Bitumen. New Jersey: Prentice Hall Inc., 1991. -496 p.

29. Chalifoux G.V., Taylor R.M. Reservoir Monitoring Methods and Installation Practices // Canadian Association of Drilling Engineers newsletter. — 2007. -N.2. P. 2-5.

30. Edmunds N.R. Investigation of SAGD Steam Trap Control // Proceedings of Society of Petroleum Engineers International Conference on Horizontal Well Technology. 1998. - P. 1-11.

31. Govier, G. W. and Aziz K. The Flow of Complex Mixtures in Pipes. New York: Van Nostrand Reinhold Co. 1972. - 792pp.

32. Haaland, S.E. Simple and Explicit Formula for the Friction Factor- in Turbulent Pipe Flow' Including Natural' Gas, Pipelines // IF AG- B-131-, Technical Report; Division of Aero- and' Gas Dynamics, The Norwegian-Institute of Technology, Norway. 1981.

33. Haaland;. S.E. Simple and Explicit Formula for the Friction Factor in Turbulent Flow // Journal of Fluids Engineering (ASME). 1983. - N.5. -P. 89-90.

34. Kerr R., Birdgeneau J., Batt B., Yang' P.*, Nieuwenburg G., Rettger P., Arnold J., Bronicki Y. The Long Lake Project The First Field "Integration of SAGD and Upgrading // 3jieKxpoH.^cypH. - SPE 79072

35. Meyer R.F. and Attanasi E.D. Heavy Oil and Natural Bitumen Strategic Petroleum Resources // Journal« of Research of the U.S. Geological Survey. -2003.-N.8.-P. 70-71.

36. Nassos G. P. and'Bankoff S. G. Slip-Velocity Ratios in Air-Water System Under Steady State and Transient Conditions, Chem. Eng. Sci. - 1967 -Vol. 22.-P. 661-668.

37. P. Egermann, G. Renard, and E. Delamaide, SAGD Performance Optimization Through Numerical Simulations: Methodology and!. Field Case Example // 3neKTpoH.>KypH. SPE. 2001. - N. 69690:

38. Popov Yu. A., Tertychnyi V. V., Romushkevich R. A., Korobkov D. A., and Pohl J. Interrelations Between Thermal Conductivity and Other Physical Properties of Rocks: Experimental Data. //Pure and Applied Geophysics. -2003.-N. 160.-P. 1137-1161.

39. Popov Yu., Romushkevich R. Thermal conductivity of sedimentary rocks of oil-gas fields // Proceedings of International Conference "The Earth's Thermal Field and Related Research Methods". Moscow, MSGPA. 2002. -P. 219-223.

40. Popov Yu.A., Pribnow D., Sass J., Williams C., and Burkhardt H. Characterisation of rock thermal conductivity by high-resolution optical scanning. //Geothermics. 1999. - №28. - P. 253-276.

41. Pucknell, J.K., Mason, J.N.E., and Vervest, E.G. An Evaluation of Recent Mechanistic Models of Multiphase Flow for Predicting Pressure Drops in Oil and Gas Wells // OjieKTpoH.acypH. SPE. 1993. - N. 26682.

42. Ransom V.H. et al. RELAP 5/MODO Code Description // CDAP-TR-057. INEL. 1979.

43. Reis L.C. A steam Assisted Gravity Drainage Model for Tar Sands: Linear Geometry // Journal of Canadian Petroleum Technology. 1992. - V. 13. N. 10:-P. 14.

44. RELAP/MOD Code Manual: Volume I: Code Structure, System Models, and Solution Methods, Nureg/cr-5535. 1995.

45. Scdap/Relap/Mod3.2 Code Manual, Nureg/cr/6150, Rev.l, N.7. - 1998.

46. Shoham O. Flow Pattern Transitions and Charcterization in Gas-Liquid Two Phase Flow in Inclined Pipes // PhD thesis. Tel-Aviv University, Ramat-Aviv, Israel, - 1982.

47. Shoham O. Mechanistic modeling of gas-liquid two-phase flow in pipes, // 3jieKTpoH.>KypH. SPE. 2006

48. Stone, T.W., Bennett, J., Law, D.H.-S. and Holmes, J.A. Thermal Simulation with Multisegment Wells // SPE Reservoir Evaluation & Engineering Journal. 2002. -N.6. - P. 206-218.

49. Taitel, Y. and Dukler A. E. A Model for Prediction of Flow Regime Transitions in Horizontal and near Horizontal Gas-Liquid Flow // AIChE Journal. 1976. - N. 22 Vol. 1. - P. 47 - 55.

50. TRAC-PD2. An advanced best-estimate computer program for pressurized water reactor loss-of-coolant accident analysis // NUREG/CR-2054. 1981.

51. Vander Valk P., Yang P. Investigation of Key Parameters in SAGD Wellbore Design and Operation // Journal of Canadian Petroleum Technology. 2007. - V. 46. N.6. - P. 49-57.

52. Wallis, G.B. and Makkenchery, S. The Hanging Film Phenomenon in Vertical Annular Two-Phase Flow // Trans. ASME, Series I. 1974. - P. 96297.

53. Xiao, J. J., O. Shoham and J. P. Brill. A Comprehensive Mechanistic Model for Two-Phase Flow in Pipelines // Proceedings of 65th SPE Annual

54. Technical Conference and Exhibition, New Orleans, LA. 3jieKTpoH.»cypH. -SPE. 1990.-N. 20631.

55. Zhao Y.W. High Temperature Optical Fiber Temperature and Pressure Monitoring Technique and Application for Heavy Oil // Proceedings of Heavy Oil Conference. 2006. - P. 785-792.

56. Zuber, N. and Findlay, J.A. Average Volumetric Concentration in Two-Phase Flow Systems // Heat Transfer Journal, Trans. ASME. 1965. - N. 87.-P. 453-468.