Исследование и разработка методов эксплуатации нефтяных месторождений горизонтальными скважинами
На правах рукописи
КЛИМОВ МИХАИЛ ЮРЬЕВИЧ
ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ
ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ
Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Тюмень – 2009
Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Федерального агентства по образованию
Научный руководитель - доктор технических наук
Карнаухов Михаил Львович
Официальные оппоненты: - доктор геолого-минералогических наук,
профессор Клещенко Иван Иванович
- кандидат технических наук
Якимов Игорь Евгеньевич
Ведущая организация - Открытое акционерное общество «Сибирский
научно-исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)
Защита состоится 12 ноября 2009 года в 9-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72а, каб. 32.
Автореферат разослан 12 октября 2009 года.
Ученый секретарь
диссертационного совета,
доктор технических наук, профессор Г.П. Зозуля
Общая характеристика работы
Актуальность проблемы
Основные эксплуатационные объекты нефтяных месторождений Западной Сибири находятся на поздней стадии разработки, которая характеризуются значительной выработанностью запасов нефти и высокой обводненностью скважинной продукции. В данных условиях все большую роль приобретает освоение залежей с трудноизвлекаемыми запасами. К залежам с трудноизвлекаемыми запасами можно отнести коллектора характеризующиеся высокой изменчивостью фильтрационных свойств пласта по разрезу и площади, наличием контактного залегания нефтяной части с водоносным горизонтом и т.д. Примерами таких залежей являются Северо-Янгтинское и Чатылькынское месторождения. На практике вовлечение в разработку таких залежей с использованием традиционных систем разработки наклонно-направленными скважинами, как правило, реализуется недостаточно эффективно.
Технология бурения многоствольных горизонтальных скважин (ГС) имеет огромные перспективы, связанные с возможностью повышения эффективности добычи нефти, продления срока эксплуатации нефтяных месторождений и увеличения коэффициента извлечения нефти. До недавнего времени данная технология не находила широкого применения из-за отсутствия опыта и недостаточной теоретической изученностью. В связи всё всевозрастающим интересом во всем мире по применению многоствольных горизонтальных скважин возникает необходимость в разработке теории, исследовании процессов вытеснения нефти к забоям горизонтальных стволов и технологических принципов ведения таких работ.
Цель работы
Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Западной Сибири с трудноизвлекаемыми запасами на основе применения многоствольных горизонтальных скважин.
Основные задачи исследования
- Анализ гидродинамических методов исследования и применения горизонтальных скважин.
- Изучение характеристик притока к горизонтальным скважинам на пространственной модели нестационарной фильтрации.
- Выявление геолого-технологических критериев эффективного внедрения двуствольных горизонтальных скважин для разработки нефтяных месторождений Западной Сибири.
- Опытное применение предлагаемых технологий двуствольных горизонтальных скважин на месторождениях Ямало-Ненецкого автономного округа.
Научная новизна
- Уточнена математическая модель механизма неустановившегося движения жидкости в пласте при притоке к горизонтальным скважинам, учитывающая слоистость пластов и профили пересекающих их стволов.
- Разработан новый метод гидродинамического исследования двуствольных горизонтальных скважин, позволяющий определять фильтрационно-емкостные свойства пород по кривым динамики забойного давления и рассчитывать продуктивность раздельно по двум стволам.
- Обоснованы геолого-технологические критерии применения двуствольных горизонтальных скважин на месторождениях Западной Сибири, учитывающие неоднородность слоистых пластов.
Практическая ценность и реализация
- Разработанная модель фильтрации жидкости к одно- и многоствольным горизонтальным скважинам позволяет решать практические задачи разработки месторождений по определению продуктивности скважин, темпов вытеснения и т.д.
- Предложенный метод гидродинамических исследований горизонтальных скважин позволяет определять фильтрационные свойства пласта и дебит жидкости по стволам.
- На основе критериев применения двуствольных горизонтальных скважин реализована разработка Северо-Янгтинского и Чатылькынского месторождений и предложены рекомендации по бурению таких скважин на аналогичных месторождениях.
- Разработанные и внедренные в производство новые технологии горизонтального бурения скважин с различными длинами стволов позволили, значительно повысить эффективность разработки нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Так, на Северо-Янгтинском месторождении получен экономический эффект, составляющий 970 млн. руб.
Апробация результатов исследований
Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» (Тюмень, 2008 г.); VII Международной научно-технической конференции «Современные технологии гидродинамических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений» (Томск, 2008 г.); VI творческой конференции молодых специалистов ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» (Ноябрьск, 2006 г.); Международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» (Тюмень, 2007 г.); Всероссийском форуме Schlumberger по информационным технологиям – «SIS Forum 2007» (Белек, Турция, 2007 г.); Международном форуме Schlumberger по информационным технологиям – «SIS Global Forum 2008» (Париж, Франция, 2008 г.); Российской технической нефтегазовой конференции и выставке SPE 2008 «Технологии Настоящего и Будущего» (Москва, 2008 г.), заседании территориального отделения центральной комиссии по разработке месторождений полезных ископаемых по ЯНАО, «Авторский надзор за реализацией проектных решений по разработке Северо-Янгтинского нефтяного месторождения» ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» (Салехард, 2006 г.).
Публикации
По теме диссертационной работы опубликовано 14 печатных работ, в том числе одна статья в журнале, рекомендованном ВАК России, получено 1 авторское свидетельство о регистрации программы на ЭВМ и 1 патент на изобретение РФ.
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, трех разделов, списка используемой литературы из 108 источников. Диссертация содержит 88 рисунков и 17 таблиц, изложена на 175 страницах.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении приведена характеристика работы, обоснована актуальность тематики, поставлена цель и сформулированы основные задачи исследования, а также методы их решения. Показана научная и практическая значимость результатов исследований.
В первом разделе проведен анализ мирового опыта применения горизонтального бурения и эксплуатации многоствольных скважин при разработке нефтяных и газовых месторождений, показаны достижения в теории фильтрации и гидродинамических исследований горизонтальных скважин.
Решению задач определения дебита или продуктивности ГС посвятили свои работы такие известные ученые, как Полубаринова-Кочина П.Я., Меркулов В.П., Табаков В.П., Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Фазлыев Р.Т., Лысенко В.Д., Мукминов И.Р., Бердин Т.Г., Алиев З.С., Ибрагимов А.И., Закиров С.Н., Закиров Э.С., Joshi S.D., Есоnomides M.J., Ehlig-Economides С.А., Giger F.M., Babu D.K., Odeh A.S., Raghavan R., Butler R.M., Suprunowicz R., Easwaran C.V., Kokal S.L. и другие.
Многоствольные горизонтальные скважины изучены в гораздо меньшей степени, чем одноствольные. Число публикаций, посвященных данной теме, весьма незначительно. Среди них следует выделить работы отечественных исследователей: Меркулова В.П., Табакова В.П., Борисова Ю.П., Пилатовского В.П., Григулецкого В.Г., Никитина Б.А., Басниева К.С., Алиева З.С., Черных В.В., Сомова Б.Е., Чекушина В.Ф. и других.
Авторы этих трудов в основном рассматривали горизонтальные стволы, как правило, проходящие в середине продуктивного пласта. Однако современное бурение горизонтальных скважин и особенно многоствольное бурение связаны с проводкой стволов через несколько продуктивных пропластков, где нет четких методов учета их особенностей при определении продуктивности, проницаемости и других параметров.
То есть к настоящему времени в основном разработаны методы оценки продуктивности многоствольных горизонтальных скважин для однородного изотропного и анизотропного пласта с простейшей геометрической формой расположения стволов, для стволов с одинаковыми длинами и одинаковыми забойными давлениями. В действительности рассмотренные условия являются значительным упрощением. Алиевым З.С., например, предлагается производить расчеты не приближенными методами, а путем создания геолого-математической модели фрагмента залежи, с такими скважинами. В данной работе предпринята попытка создания более универсальной численной модели пространственной фильтрации, чем применяемые в инженерной практике широко известные программные комплексы (Eclipse, Tempest, VIP и др.) для геолого-гидродинамического моделирования.
Современная теория, на которой основаны принципы проведения гидродинамических исследований (ГДИ) в газовых и нефтяных скважинах, развита в фундаментальных работах зарубежных и отечественных исследователей: Маскета М., Хорнера Д.Р., Ван-Эвердингена А.Ф., Херста В. (50-е годы), Мэттьюза Ч.С. и Рассела Д.Ж. (1967), Эрлагера Р.Ч. (1977), Ли Д. (1982), Стрельцовой Т.Д. (1988), Грингартена А. (1985), Хорне Р.Н. (1995), Щелкачева В.Н., Пыхачева Г.Б., Чекалюка Э.Б, Чарного И.А., Донцова К.М., Кочиной П.Я., Мирзаджанзаде А.Х., Булыгина В.Я., Пирвердяна А.М., Баренблатта Г.И., Балакирова Ю.А., Борисова Ю.П., Желтова Ю.П., Бузинова С.Н., Умрихина И.Д., Каменецкого С.Г., Кульпина В.М., Мясникова Ю.А., Шагиева Р.Г., Щербакова Г.В. и других.
Существенный вклад в развитие теоретических основ применения методов ГДИ внесли тюменские ученые: доктора наук Телков А.П., Медведский Р.И., Карнаухов М.Л. и другие.
Во втором разделе рассматриваются задачи построения оптимальной по достоверности, точности и вычислительной нагрузке пространственной модели нестационарного притока к горизонтальным стволам произвольного профиля и использования данной модели для оценки характеристик работы одно- и двуствольных горизонтальных скважин.
В качестве основы для создания модели пространственного притока взята элементно-узловая модель в схеме явного расчета давления (рисунок 1). На рисунке 2а показана расчетная схема для определения массовых расходов флюида через грани линейно-образованного конечного элемента пласта (рисунок 2б).
Рисунок 1 – Общая схема элементно-узловой модели
а) б)
Рисунок 2 – Модель конечного элемента пласта: а – структурная схема (стрелками показаны массовые расходы); б – геометрический
образ (стрелками показаны объемные расходы)
Основными замыкающими отношениями, описывающими фильтрацию в течение некоторого времени t для каждого элемента, являются зависимости массового расхода некоторого компонента – Ф, истекающего (или притекающего) с каждой грани ячейки от перепада давления для каждого направления фильтрации:
, (1)
где 
- массовый расход 
,
, (2)
где 
– приведенное гидравлическое сопротивление течению вдоль некоторой оси S, 
, где S – ось, вдоль которой рассматривается течение в элементе: X, Y, Z; 
– длина элемента i вдоль оси S, м; 
– средняя площадь фильтрации в элементе i перпендикулярная оси S, м2; 
– абсолютная проницаемость породы элемента i вдоль оси S, м2; 
– относительная проницаемость компонента Ф; 
– динамическая вязкость компонента Ф в элементе i при давлении pi, Пас; 
– динамическая плотность компонента Ф в элементе i при давлении pi, 
; pi – давление в центральном узле элемента, Па; 
– гидравлическое сопротивление элемента i пласта между определенной парой граней по обе стороны оси S; 
– гидростатический перепад давления между центром элемента и гранью U, Па. Индекс U – имеет два состояния b или e, соответствующие граням ячейки противоположным по оси S, например, грань начала – b, и грань конца – e.
Таким образом, векторы скоростей фильтрации и расходов исключительно коллинеарные координатным осям. Зная текущее распределение давлений в центральных узлах элементов (рисунок 2а) к некоторому времени tI, кратному t, можно рассчитать массовый приток 
или отток компонентов в каждом элементе путем складывания перемноженных приращений времени t и найденные массовые расходы через 6 граней:
. (3)
Вследствие сжимаемости жидкости изменится ее плотность и занимаемый объем.
Полученные на основании решения (3) новые значения давления на момент времени tI+1=tI+t в каждом элементе берутся в качестве нового распределения давлений центральных узлов всех элементов и далее необходимо снова рассчитать перетоки между элементами, затем снова вычисляются суммарные притоки и новые значения давления. Так расчет продолжается пока tI<tmax.
Точность модели подтверждена сравнением с аналитическим решением Щелкачева для плоско-радиальной фильтрации в однородном бесконечном пласте. При LX=LY=LZ=2 м относительная погрешность составляет 2.310–4 д.е. На рисунке 3 показан пример типовой расчетной схемы модели горизонтальной скважины и соответствующая ей структурная схема.
Рисунок 3 – Схема модели скважины стыкующейся с элементно-узловой моделью для потокораспределения в окрестности эксплуатационного забоя (скважина горизонтальная W=X, S = Z, S1 = Y)
На рисунке 4 показано распределение давлений в разные моменты времени.
а) б)
Рисунок 4 – Линии равных давлений в зоне отбора скважины L=800 м, kz/kxy=0.2, дебит Q=200 м3/сут, kxy=310–2 мкм2, h=25 м
(сечение XY по линии скважины): а – 15 сут в работе; б – 20 сут в работе плюс 10 сут после остановки
Как видно из рисунка 4а, по истечении 15 сут работы при постоянном дебите формируется депрессионная зона, характеризующаяся концентрическими эллипсами, причем в непосредственной близости от ствола эллипсоидная форма переходит в прямоугольную со сглаженными углами. На рисунке 4б показано расформирование зоны депрессии после остановки этой же скважины по истечении 10 суток. Как видно из рисунка 4а, на концах скважины формируется концентрация потенциала (давления) аналогично концентрации напряженности электромагнитного поля, наблюдаемого на физических моделях.
В наиболее общем виде суть метода интерпретации данных о замерах забойного давления заключается в сопоставлении расчетной –
и фактической – 
динамик забойного давления при условии:
(4)
Расчетная динамика забойного давления в основном зависит от: пускового дебита скважины – Q, м3/с; горизонтальной проницаемости пласта – k=kxy, м2; вертикальной проницаемости – kz, м2; длины ствола – L, м; толщины пласта – h, м; упругоемкости пласта – *, Па-1; динамической вязкости –, Пас. Поэтому формулу (4) необходимо скорректировать с учетом искомых параметров
, (5)
где N – количество замеров; ti – i-й замер забойного давления; L, h, и * – известные параметры.
Таким образом, уравнение (5) решается относительно двух неизвестных k и kz, пластовое давление равно забойному давлению перед запуском скважины – pз(0). Анизотропия пласта определяется параметром 
.
Технология проведения исследования (снятия кривой изменения забойного давления) сводится к пуску скважины с постоянным дебитом Q в течение некоторого времени. Данный подход к проведению исследования пласта в зоне работы скважины реализуем в производственных условиях, так как поддержание постоянного дебита можно добиться, используя регуляторы расхода. На рисунке 5 показан пример зависимости 
.
Рисунок 5 – Зависимость изменения давления от времени – t и отношения вертикальной к горизонтальной проницаемости –
Проблемой исследования двуствольных горизонтальных скважин является то, что сложно разделить потоки жидкости из одного и другого стволов, так как замеры дебита и давления производятся в основном стволе, то эти параметры являются отражением суммарных притоков из двух пластов.
Рассмотрены процессы фильтрации при нестационарных режимах, где с учетом того, что в районе горизонтального ствола формируется линейный поток, а в удаленной зоне радиальный. Очевидно, в зависимости от длин данных стволов время проявления линейного и радиального потоков на кривых восстановления давления должно отличаться. Если бы стволы работали раздельно, то для короткого ствола КВД имела бы меньшие периоды времени, отражающие линейную и радиальную фильтрацию, по сравнению с такими же участками кривой восстановления давления, соответствующий длинному стволу. При совместной работе двух стволов, очевидно, время влияния линейной фильтрации на формирование КВД и время доминирующего влияния радиальной фильтрации на конечный участок КВД будут представлять собой некоторые средние величины между временами действия тех же процессов при раздельной работе двух стволов.
Данная задача решалась в соответствии с приведенной выше методикой решения нестационарных задач движения жидкости в пласте к горизонтальному стволу скважины. Моделировались процессы движения нефти при длине основного длинного горизонтального ствола - 400 м и короткого ствола – 300, 200, 100 и 10 м. На рисунке 6 приведен результат моделирования этих процессов.
Рисунок 6 – Кривые восстановления давления, полученные при моделировании двуствольной скважины: верхний ствол длинной L1=100 м, нижний ствол длиной L2=400 м; 1 – работа 1-го ствола, 2 – работа 2-го ствола, 3 – работа 1-го и 2-го стволов
В третьем разделе показаны результаты выполненных исследований процессов разработки нефтяных месторождений многоствольными горизонтальными скважинами.
На примере проектирования и применении горизонтальных стволов скважин (в том числе стволов c длиной забоя до 1300 метров) на Сугмутском месторождении показано следующее. Системный подход при разработке участков месторождения горизонтальными скважинами позволил фактически доказать ряд преимуществ горизонтального разбуривания и эксплуатации залежи:
– за счет увеличения поверхности фильтрации в горизонтальных скважинах начальные дебиты в них оказались в 2–10 раз выше дебитов вертикальных скважин и накопленная добыча – выше в 1.5–3 раза;
– начальная обводненность горизонтальных скважин в 4.4 раза ниже начальной обводненности соседних вертикальных скважин;
– темпы обводнённости снижены более чем в 3 раза;
– эксплуатация горизонтальных скважин позволяет вести устойчивую разработку месторождений на пониженных депрессиях, что обусловливает уменьшение скорости конусообразования;
– бурение горизонтальных стволов в приконтурных зонах позволило охватить остаточные запасы вдоль линии водонефтяного контакта;
– система разработки с использованием горизонтальных скважин позволяет достигнуть КИН = 0,372 (разработка плотной сеткой вертикальных скважин обеспечивает КИН = 0,314), что явно свидетельствует о преимуществе реализуемой на месторождении системы.
Однако, при явном улучшении условий разработки месторождения горизонтальными стволами (увеличение продуктивности скважин и КИН) в районе работы горизонтальных скважин выявились и негативные явления. При проводке ствола скважины по двум изолированным друг от друга проницаемым монолитным пропласткам формируются зоны неохваченные вытеснением нефти, вследствие чего спустя 3–4 года эксплуатации таких скважин приходится решать вопросы разработки пласта в неохваченных извлечением зонах.
Вопросы эффективности применения многоствольных горизонтальных скважин для разработки нефтяных месторождений рассмотрены также на примере Северо-Янгтинского месторождения. Основной объект разработки залежь нефти пласт БС11 – самый распространенный в Ноябрьском регионе эксплуатационный объект, характеризующийся сложным геологическим строением. Максимальные нефтенасыщенные толщины приурочены к центральной присводовой части пласта. Данный участок (зона разбуривания) характеризуется высокой изменчивостью фильтрационных свойств по разрезу и наличием контактного залегания нефтяной части с мощным водоносным горизонтом. На практике вовлечение в разработку таких залежей с использованием традиционных систем разработки, как правило, не реализуемо. Гидравлический разрыв пласта в подобных залежах не эффективен и даже вреден в связи с прорывами подошвенной воды к забоям скважин.
Первые пробуренные одноствольные горизонтальные скважины не обеспечили высокую выработку запасов нефти из пластов с мощной (более 16 м) толщей нефтенасыщенных песчаников и высокой изменчивостью фильтрационных свойств (k=0.0020.015 мкм2) с двух пачек пласта. В связи с этим было рекомендовано провести дальнейшее бурение скважин с двумя горизонтальными стволами. Проводка верхней горизонтальной секции (1-й ствол) велась по верхней пачке пласта БС11 с открытым забоем. Через глинистую перемычку и систему плотных пород в нижней части коллектора того же пласта пробурен основной горизонтальный ствол (2-й ствол), в который спущен хвостовик диаметром 114 мм (рисунок 7). Основной ствол оснащается перфорированным хвостовиком.
Рисунок 7 – Схема проводки двуствольной скважины 1002Г
В результате удалось добиться увеличения продуктивности скважины в 2 раза выше по сравнению с одноствольными горизонтальными скважинами. Проводка верхнего ствола (1-й ствол) осуществлялась с открытым забоем протяженностью в 300 м. Через глинистую перемычку в 2 м проложили основной ствол (2-й ствол) протяженностью 550 м. Стволы скважины 1002Г были разведены по азимуту на 450. Скважина запущена в эксплуатацию с параметрами: Qж=884.54 т/сут, Qн=866.18 т/сут, обводненность – 2.1%.
Полученные результаты на Северо-Янгтинском месторождении позволили на следующем – Чатылькынском – сразу ориентироваться на разработку всего месторождения двуствольными горизонтальными скважинами: до 300 м верхний ствол и до 700 м – нижний (рисунок 8).
В целом выработка запасов из мощного пласта (более 15 м) ведется более равномерно: не остается невыработанных участков; давление снижается по всей толщине пласта равномерно; отмечается длительный безводный период разработки месторождения.
Рисунок 8 – Схема проводки двуствольных скважин пласта Ю1а
Таким образом, на основании аналитических исследований и применения двуствольных горизонтальных скважин в реальных условиях разработки месторождений ОАО «Газпронефть– Ноябрьскнефтегаз» выявились следующие геолого-технологические предпосылки целесообразности разработки месторождений по данной технологии.
- В залежах полосовидной вытянутой структуры с краевой подошвенной водой, имеющих ярко выраженные монолитные пропластки эффективно применять двуствольные горизонтальные скважины с ориентацией стволов в отдельные пропластки.
- Основной длинный ствол проводится по пропластку наиболее продуктивному со спуском в него хвостовика.
- Один, два или несколько коротких стволов могут быть проведены в отдельные изолированные пропласки без спуска в них хвостовиков.
- Необходимо осуществить внутриконтурное заводнение при предварительных изучениях процессов вытеснения на гидродинамической модели.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. На основе анализа известных методов исследования и применения горизонтальных скважин показано, что:
– применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений является одним из рациональных методов;
– несмотря на значительное количество работ в области теоретических исследований моделей притока к одно- и двуствольным забоям горизонтальных скважин, существует практическая необходимость в развитии данной теории.
2. Уточнена математическая модель механизма неустановившегося движения жидкости в пласте при притоке к горизонтальным скважинам, учитывающая слоистость пластов и профили пересекающих их стволов.
3. Разработан новый метод интерпретации динамики изменения забойного давления в двуствольной горизонтальной скважине при её пуске и остановке, который позволяет определять дебиты отдельно по стволам. На основе разработанного алгоритма создан программный продукт.
4. Разработана геолого-технологическая программа внедрения двуствольного горизонтального бурения с проводкой скважин по купольной части месторождения и различными длинами стволов, обеспечивающая увеличение дебита нефти более чем в 2 раза.
5. В соответствии с разработанной технологией применения двуствольных горизонтальных скважин на Северо-Янгтинском и Чатылькынском нефтяных месторождениях пробурено 8 скважин. На Северо-Янгтинском месторождении получен экономический эффект составляющий 970 млн. руб.
Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:
- Климов М.Ю. Особенности разработки месторождений системой многоствольных горизонтальных скважин. Практический опыт. / М.Ю. Климов, Л.М. Гапонова, А.Г. Еськов, М.Л. Карнаухов // Бурение и нефть. – 2008. – № 11. – С. 40-43.
- Климов М.Ю. Особенности разработки месторождений системой многоствольных горизонтальных скважин. Практический опыт (SPE-117372) / М.Ю. Климов, Л.М. Гапонова, М.Л. Карнаухов // Материалы Российской технической нефтегазовой конференции и выставки SPE 2008, «Технологии Настоящего и Будущего» – Москва, 2008.
- Карнаухов М.Л. Определение механизма вытеснения при разработке нефтяных месторождений (SPE-117371) / М.Л. Карнаухов, Л.М. Гапонова, М.Ю. Климов, Е.М. Пьянкова // Материалы Российской технической нефтегазовой конференции и выставки SPE 2008, «Технологии Настоящего и Будущего» – Москва, 2008.
- Агеев П.А. Применение моделирования для оптимизации разработки месторождения с геолого-тектонической структурой и неизвестными границами образований / П.А. Агеев, М.Ю. Климов // Материалы Международного форума Schlumberger по информационным технологиям – «SIS Global Forum 2008», Франция, г. Париж, 2008. – С. 32-35.
- Климов М.Ю. Моделирование, мониторинг разработки и проектирование горизонтальных скважин с применением программного обеспечения компании Schlumberger / М.Ю.Климов // Материалы Российского форума Schlumberger по информационным технологиям – «SIS Форум 2007» Турция, г. Белек – 2007. – С. 12-22.
- Гапонова Л.М. Разработка нефтяных месторождений скважинами с длиной горизонтального ствола 1000м / Л.М. Гапонова, М.Л. Карнаухов, М.Ю. Климов // Материалы международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» г. Тюмень, 2008. – С. 65-68.
- Климов М.Ю. Программное обеспечение по определению дебита горизонтальных скважин/ М.Ю. Климов // Материалы VI творческой конференции молодых специалистов ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» г. Ноябрьск, 2006. – С. 36-46.
- Еськов А.Г. Уточнение ПДГТМ по данным ГДИС на примере Холмистого месторождения / А.Г. Еськов, М.Ю. Климов // Материалы VII международной научно-технической конференции «Современные технологии гидродинамических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений» г. Томск, 2008. – С. 15-20.
- Синцов И.А. Оценка дебитов горизонтальных скважин / И.А. Синцов, М.Ю. Климов, Л.М. Гапонова // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. Тюмень, ТюмГНГУ, 2008. – Вып. 3. – С. 383-388.
- Ковалев И.А. Преимущества использования горизонтальных скважин в водонефтяных зонах на примере Сугмутского месторождения/ И.А. Ковалев, М.Ю. Климов М.Ю., Л.М. Гапонова // «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» Сборник научных трудов второй Всероссийской научно-практической конференции Западно-Сибирского общества инженеров нефтяников при ТюмГНГУ (SPE) г. Тюмень – 2008. – С. 136-139.
- Климов М.Ю. Оценка дебита горизонтальных скважин / М.Ю. Климов// «Разработка газонефтяных месторождений на современном этапе» выпуск 2 ТюмГНГУ г. Тюмень – 2005. – С. 34-43.
- Карнаухов М.Л. Анализ разработки Сугмутского месторождения с применением горизонтальных стволов скважин/ М.Л. Карнаухов, М.Ю. Климов//«Разработка газонефтяных месторождений на современном этапе» выпуск 2 ТюмГНГУ г. Тюмень – 2005. – С. 22-34.
- Свидетельство 2007612108 РФ об официальной регистрации программы для ЭВМ. Программное обеспечение по определению дебита горизонтальных скважин / М.Ю. Климов, В.Н. Лохов (Россия). – 2007611294; Заявлено 09.04.2007; Зарегистрировано в Реестре программ для ЭВМ 23.05.2007 г.
- Пат. 2008134746 РФ, С1 7 Е 21 В 43/00. Способ вскрытия продуктивного пласта / М.Ю. Климов (Россия). - № 2008134752; Заявлено 25.08.2008; Опубл. 02.09.2009; Бюл. № 5.
Соискатель М.Ю. Климов
