Определение функций относительных фазовых проницаемостей при наличии капиллярных эффектов тема автореферата и диссертации по механике, 01.02.05 ВАК РФ

Введение

Глава I Обзор предшествующих исследований.

1.1. Краткая история вопроса.

1.2. Области применения функций 16 относительных фазовых проницаемостей и функций капиллярного давления.

13. Обзор методов получения ФОФП и ФКД.

1.3.1. Классификация методов определения 18 ФОФП в экспериментах по двухфазной фильтрации. 1.3.2. Способы определения ФОФП для 33 трехфазного течения.

I.3.3. Способы определения функций 37 капиллярного давления.

Глава II. Предлагаемая методика

II.1. Необходимость учета капиллярных сил

11.2. Основные уравнения

11.2.1. Уравнения двухфазной фильтрации

11.2.2. Вводимые безразмерные и нормированные 45 комплексы

11.2.3. Рабочая система уравнений.

11.3. Алгоритм численного решения.

11.3.1. Численное дифференцирование.

11.3.2. Границы применимости методики.

11.4. Описание моделируемого эксперимента.

11.4.1. Общая методология.

11.4.2. Исходные данные, граничные условия.

11.4.3. Принятые постоянные

11.5. Создание исходных данных - решение 56 прямой задачи.

11.6. Решение обратной задачи

11.7. Шаг задачи

11.8. Рекомендации по обработке . 87 экспериментальных данных

11.9. Расширенное решение для К2. 93 • 11.10. Пределы использования методики.

Глава III. Способы получения устойчивого решения.

III. 1.Регуляризация задачи

111.2. Дискретизация

111.3. Создание возмущенных исходных данных.

111.4. Результат расчета

111.5. Алгоритм расчета ФОФП по возмущенным 123 исходным данным методом регуляризации.

111.6. Алгоритм расчета ФОФП методом 128 дифференцирования эмпирической функции.

Глава IV. Последовательность действий по определению ФОФП.

IV. 1. Способы получения исходных данных

IV. 1.1. Определение перепадов давлений в фазах.

IV.1.2. Определение средней насыщенности

- образца.

IV. 1.3. Определение граничных точек.

IV.2. Эмпирический блок

IV.3. Расчетный блок

Глава V. Влияние капиллярных эффектов на приток 138 флюида к скважине.

V.l. Процессы, подверженные влиянию 138 концевого эффекта, при разработке месторождений углеводородного сырья.

IV.2. Учет влияния концевого эффекта на приток 141 жидкости ' в случае однородного пласта.

V.3. Анализ влияния капиллярных эффектов на 147 приток жидкости в случае неоднородного пласта.

V.4. Фильтрация газированной нефти или газоконденсатной смеси. Основные результаты и выводы.

Актуальность работы. Понятие функции относительной фазовой проницаемости (ФОФП) относится к числу фундаментальных в современной подземной гидромеханике. Без ФОФП невозможно моделирование фильтрационных процессов, при создании проектов разработки месторождений углеводородного сырья. ФОФП лежат в основе методик подсчета запасов, коэффициента нефтеотдачи, технологических показателей разработки месторождений нефти и газа. ФОФП характеризует зависимость, которая задает пропорцию между скоростью фильтрации фазы и градиентом фазового давления, определяется экспериментально для реальных образцов и пластовых флюидов, т.е. ФОФП индивидуально характеризуют конкретную гидродинамическую систему. Именно данное обстоятельство обуславливает основную сложность в работе по экспериментальному определению ФОФП.

Большинство известных методик экспериментального определения ФОФП основаны на подавлении концевых капиллярных эффектов. Для этого создают из разных кернов составной образец такой длины, при которой относительный размер зоны концевого эффекта сравнительно мал. В ряде случаев для подавления концевого эффекта используют большие скорости фильтрации. Не имея технических и методических возможностей определить ФОФП на реальном ' коротком керновом образце, экспериментатор часто вынужден создавать гидродинамическую систему отличную от пластовой. Кроме того стандартные методы не предполагают измерения давления на границах рабочего участка в одной и той же фазе, тем самым в определение перепада давления вносится погрешность, равная величине капиллярного скачка. В этом случае соответствие получаемых результатов реальным характеристикам пластового процесса можно ставить под сомнение.

Применение приближенных к пластовым условиям ФОФП позволит воссоздать более точную картину фильтрационных процессов при том или ином способе разработки месторождения. Поэтому решение задач по определению ФОФП, учитывающих капиллярные эффекты, является актуальной задачей как для развития теории фильтрации, так и для теории и практики разработки месторождений углеводородного сырья.

Цель работы. Разработать теоретическую основу методики экспериментального определения ФОФП на реальном образце породы (керне) с учетом капиллярного концевого эффекта; определить границы применения методики; указать способы экспериментального получения исходных данных; определить способы обработки результатов экспериментов; исследовать возможные способы получения корректного решения обратной задачи по отысканию ФОФП.

Основные задачи исследований.

1. Дать теоретическое обоснование методики определения ФОФП на коротких кернах при малых' (промысловых) скоростях фильтрации в лабораторных условиях.

2. Создать алгоритм численного определения ФОФП, исследовать точность и устойчивость предлагаемого алгоритма, создать необходимое программное обеспечение.

3. Вывести соотношения и критерии, по которым можно определить влияние капиллярного эффекта на продуктивность скважины, получить для реальных скважин зависимости их продуктивности от капиллярных сил.

Научная новизна работы:

1. Предложена новая методика определения ФОФП, учитывающая концевой эффект, обусловленный капиллярными явлениями. Методика позволяет ограничиться внешними измерениями расходов фаз, перепадов фазовых давлений и средней насыщенности образца пористой среды. Принципиальное отличие новой методики от стандартных (традиционных) методик состоит в том, что предлагаемая методика не требует устранения влияния концевых эффектов на распределения давления и насыщенности.

2. Получены соотношения, позволяющие установить границы применимости методики определения ФОФП по скорости фильтрации, разработаны способы их определения. Для методики определения ФОФП выведены критерии влияния таких факторов, как отношение фазовых расходов и вязкостей фаз, на диапазон насыщенностей, в котором могут быть получены ФОФП.

3. Построены решения обратной задачи. На основании анализа результатов расчетов предложен алгоритм определения ФОФП. Создано программное обеспечение, позволяющее получить ФОФП.

4. С помощью предложенного подхода к учету капиллярных эффектов проведена оценка запирающего эффекта накопления смачивающей фазы в призабойной зоне скважины. Получены зависимости продуктивности скважины от концевого эффекта. Разработаны критерии влияния концевого эффекта на продуктивность скважины в зависимости от свойств пластовой системы для однородного пласта и пласта, осложненного зоной кольматации.

Обоснованность и достоверность полученных в работе результатов следует из того, что они основаны на общих законах и методах механики сплошных сред, которые являются теоретической основой подземной гидромеханики. Математические методы, использованные при численном моделировании, широко известны и многократно тестированы и апробированы.

Практическая ценность работы обусловлена ее прикладной направленностью и определяется новым подходом к решению фундаментальной задачи подземной гидромеханики - получению достоверных ФОФП. Предлагаемая методика может быть использована при лабораторном определении ФОФП на коротких кернах при малых скоростях фильтрации в стационарном эксперименте при совместной фильтрации двух фаз. Получаемые в результате расчета функции более адекватно отражают моделируемую гидродинамическую систему. Предложенная методика позволяет создать стандартное программно-аппаратное средство, посредством которого можно вести лабораторные измерения и расчет ФОФП. Выработанный при создании методики подход к описанию концевого эффекта может быть использован при рассмотрении процессов, где требуется учесть или оценить влияние капиллярных сил.

Апробация работы. Научные, методические и прикладные результаты, полученные в диссертации, обсуждались на:

1. 50ой межвузовской студенческой научной конференции (Москва 1996г.).

2. II Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва 1997г.).

3. Научном семинаре «Теория и практика разработки и эксплуатации нефтяных и нефтегазовых месторождений» (Москва 2000г.)

4. Семинарах кафедры нефтегазовой и подземной гидромеханики РГУ нефти и газа им И.М. Губкина (1998-2000 г.г.).

5. В полном объеме диссертация доложена на научно-методических семинарах кафедры нефтегазовой и подземной гидромеханики и кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа им И.М. Губкина (2000 г.).

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 8 печатных работ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пятда глав, заключения и списка цитируемой литературы. Содержание работы изложено на 185 страницах, в число которых

Основные результаты и выводы.

1. Разработана новая методика определения ФОФП и ФКД по экспериментальным данным стационарной фильтрации, учитывающая концевой эффект, обусловленный капиллярными явлениями. Методика позволяет ограничиться внешними измерениями расходов фаз, перепадов фазовых давлений и средней насыщенности образца пористой среды. Определены способы получения исходных данных. Принципиальные отличия предлагаемой методики от традиционных состоят в том, что:

• методика не требует устранения влияния концевых эффектов путем создания больших перепадов давления или подготовкой удлиненных составных образцов;

• предлагаемая методика требует измерения перепадов фазовых давлений как функции суммарного расхода фаз при фиксированном отношении расходов фаз.

2. Получены границы применимости методики определения ФОФП по скорости фильтрации, разработаны способы их определения. Для методик определения ФОФП выведены критерии влияния таких факторов, как отношение фазовых расходов и вязкостей фаз, на диапазон насыщенностей в котором могут быть получены ФОФП.

3. Построены решения обратной задачи, приведены способы их получения. Разработан численный алгоритм построения регуляризованного решения. На основании численного эксперимента, проведенного с использованием разных способов решения обратной задачи, выработан рекомендуемый алгоритм определения ФОФП на основании экспериментальных данных. Алгоритм описывает: способ сглаживания разброса точек, полученных экспериментатором, способ аппроксимации сглаженных данных, методику расчета ФОФП. Создано программное обеспечение, позволяющее обработать исходные данные и рассчитать ФОФП.

4. На основании предложенного в методике подхода к учету концевого эффекта построена математическая модель и по ней проведено исследование капиллярного запирания в призабойной зоне скважины в однородном пласте и пласте, осложненном наличием зоны кольматации. Модель описывает влияние концевого эффекта на индикаторную диаграмму скважины. На основании созданной модели выведены соотношения, определяющие степень влияния капиллярных эффектов на продуктивность скважины. Соотношения апробированы на примерах данных исследования реальных скважин.

1. Wyckoff, R.D. and Botset, H.G. Flow through Unconsolidated

2. Sands^Physics. 1936. vol.7, N9. p.325-345.

3. Muskat, M., Meres, M.W., / Physics. 1936, vol.7, N9. p. 346-363.

4. Muskat, M., Wyckoff, R.D., Botset, H.G., Meres, M.W. Flow of Gasliquid Mixtures Through Sands/ Physics, 1937.- p. 69-96.

5. Leverett, M.C. Capillary Behavior in Porous Solids / Trans. AIME, 1942, vol.142. p.152-165.

6. Buckley, S.E., Leverett, H.C. Mechanism of Fluid Displacement in Sands/Trans. AIME, 1951, vol.192. p.285-300.

7. Muskat, M., Physical Principles of Oil Production. New-York -Toronto -London, Mc. Grow Hill Book Co, 1949. 922p.

8. Эфрос. Д.А. Исследование фильтрации неоднородных систем. JL: Гостоптехиздат, 1963. - 351с.

9. Курбанов А.К., Об уравнениях движения двухфазных жидкостей в пористой среде. Сер. Теория и практика добычи нефти. М.: Недра. 1968.- с.281-286.

10. Мархасин И.Л., К вопросу о диспергировании нефти в процессе ее вытеснения водой из горных пород. / Тр. УфВНИИ, вып. XVIII, 1967. с. 98-115.

11. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. М.: Наука, 1987. Том1. - 464с.

12. Басниев К.С., Жданов С.Ф., Николаевский В.Н. Фундаментальные проблемы разработки месторождений углеводородов / материалы Всероссийской науч. конф. "Фундаментальные проблемы нефти и газа", Москва, 22-25 января 1996г. -с.31

13. Берлин А.В., Сургучев M.JL О факторах, влияющих на фазовые

14. Elsevier. 1972. p.229-240.

15. Rose W. Attaching new meanings to the equations of Buckley and Leveretl/ J. Petrol Sci. Eng. 1988, vol. 1. p.171-178.

16. Rose W. Measuring transport coefficients necessary for the description of coupled two-phase flow of immiscible fluids in porous media/ Transport in Porous Media. 1988, vol.3. p.163-171.

17. Hassler G.L. Methods and apparatus for permeability measurements. U.S. Letter Patent No. 2,345,935. 1944.

18. Дерягин Б.В., Чураев H.B., Овчаренко Ф.Д. «Вода в дисперсных системах» М.: Химия. 1989. -285с.

19. Buleiko V.M., Voronov V.P. Effect of surface on the thermodynamic properties of polar liquids and liquid crystals trapped in a porous medium/Supramolecular Science. 1997. vol.4, N3-4 p.235-240

20. Булейко B.M., Воронов В.П. Исследование пористой среды на термодинамические параметры одно и двухкомпонентных жидких систем/Газовая промышленность 1987. N7 с.54-56.

21. Максимов В.М. Основы гидро-термодинамики пластовых систем. М.: Недра, 1994. 201с.

22. Булейко В.М., Воронов В.П. Экспериментальное исследование поведения теплоемкости в конечных системах в окрестности критической точки смешения/ЖЭТФ РАН. 1998. том ИЗ, вып. 3, с.1071-1080

23. Kalaydjian F. Origin and quantification of coupling between relative permeabilities for two-phase flows in porous media/Transport in Porous Media 1990, vol. 5 p.215-22'9.

24. Kalaydjian F., Legait B. Effets de la geometrie des pores et de la mouillabilite sur le deplacement diphasique a contre-courant encapillaire et en milieu poreux^Rev. Phys. Appl. 1988, vol.23, p. 10711081.

25. Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р., Физика нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 1962. -570с.

26. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Под ред. Ш.К. Гиматудинова. М.: Недра, 1983. -703с

27. Добрынин В.М., Ковалев А.Г., Кузнецов A.M., Черноглазов В.Н. Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа. Обзорная информация. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1988. 55с.

28. Отраслевой стандарт СССР 39-235-89 Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации. Введен 01.07.1989г.

29. Эфрос. Д.А Определение относительных проницаемостей и функций распределения при вытеснении нефти водой. // ДАН СССР, т.10, N5, 1956. с.746-749.

30. Johnson, F.F., Bossier, D.P., Naumann V.O. Calculation of Relative Permeability from Displacement Expirements^ J. Petr. Technology, vol. XI, N1, 1959.- p.51-59.

31. Эфрос Д.А., Куранов И.Ф. Определение относительных проницаемостей по данным внешних измерений при плоскорадиальном течении/Труды ВНИИ, 1962, вып 37. с.95-115

32. Levine, I. S. Displacement Experiments in a Consolidated Porous System/ Trans. AIME. Petroleum Branch preprint 308-G. 1954 -12p

33. Lohe, A., Skjaeveland, S.M., Vatne, K.O., Virnovsky, G.A. Implementation of Multirate Technique to Measure Relative Permeabilities Accounting^PE Ann. Tech. Conf. New Orleans, Louisiana, Sept. 1998. SCA49321 7p.

34. Archer, J.S., Enwere, M.P. NMR Imaging for Water/Oil Displacement in Cores Viscous-Capillary Force Control / SPE/DOE 8Symposium on Enhanced Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma, April 2224, 1992. SCA 24166 Юр.

35. Parsons R.W. Microwave attenuation A new tool for monitoring saturation in laboratory flooding experiments. /Trans. AIME, 1975, voll95. - p.302-310.

36. Liang Q., Lohrenz J. Dynamic method of measuring coupling coefficients of transport equations of two-phase flow in porous media/Transport in Porous Media. 1994, vol. 15. p.71 -79

37. Селяков В.И., Кадет B.B. Перколяционные модели процессов переноса в микронеоднородных средах М.: Недра, 1995. -222с.

38. Зак С.А., Чен-Син Э. Определение относительных фазовых проницаемостей по капиллярным кривым с помощью теории перколяции / Сер. Методы повышения нефтеотдачи пластов. Тр. ВНИИнефть. 1986. вып. 96 с. 194-201.

39. Delshad. М., Pope G. A. Comparison of the three-phase oil relative permeability models/Transport in Porous Media. 1989. vol. 4 p.59-83.

40. Camilleri D. Describtion of an improved compositional micellar/polymer simulator/SPE Reservoir Eng. J. Nov, 1987

41. Levine, I. S. Displacement Experiments in a Consolidated Porous System^ Trans. AIME. Petroleum Branch preprint 308-G. 1954 -12p

42. Lohe, A., Skjaeveland, S.M., Vatne, K.O., Virnovsky, G.A. Implementation of Multirate Technique to Measure Relative Permeabilities Accounting^SPE Ann. Tech. Conf. New Orleans, Louisiana, Sept. 1998. SCA49321 7p.

43. Archer, J.S., Enwere, M.P. NMR Imaging for Water/Oil Displacement in Cores Viscous-Capillary Force Control / SPE/DOE 8Symposium on Enhanced Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma, April 2224, 1992. SCA 24166 Юр.

44. Parsons R.W. Microwave attenuation A new tool for monitoring saturation in laboratory flooding experiments. / Trans. AIME, 1975, voll95. - p.302-310.

45. Liang Q., Lohrenz J. Dynamic method of measuring coupling coefficients of transport equations of two-phase flow in porous media/Transport in Porous Media. 1994, vol. 15. p.71 -79

46. Селяков В.И., Кадет B.B. Перколяционные модели процессов переноса в микронеоднородных средах М.: Недра, 1995. -222с.

47. Зак С.А., Чен-Син Э. Определение относительных фазовых проницаемостей по капиллярным кривым с помощью теории перколяции / Сер. Методы повышения нефтеотдачи пластов. Тр. ВНИИнефть. 1986. вып. 96 с. 194-201.

48. Delshad. М., Pope G. A. Comparison of the three-phase oil relative permeability models/ Transport in P.orous Media. 1989. vol. 4 p.59-83.

49. Camilleri D. Describtion of an improved compositional micellar/polymer simulator^ SPE Reservoir Eng. J. Nov, 1987- р.427 -432

50. Fayers F.J., Matthews J.P. Evaluation of normalized Stone methods for estimating three-phase relative permeabilities/SPE J. 1982. vol.24 p.224-232.

51. Stone H.L. Probability model for estimating three-phase relative permeability/ J. Petrol Techno! 1970. vol.20 p.214-218.

52. Parker J.C., Lenhard R.J., Kuppvsamy T. A parametric model for constitutive properties governing multiphase fluid conducting in porous media/Water Resour. Res. 1987. vol.23 p.618-624.

53. Corey A.T., Rathjens C.H., Henderson J.H., Wyllie M.R. Three -phase relative permeability/Trans. AIME, 1956. vol207 p.349.-351

54. Sarma H.K., Mani B.B., Jha K.N. An unsteady state technique for three-phase relative permeability measurements/The J. of Canadian Petrol. Technol. Feb 1994. vol.33, N2 - p27-33.

55. Slobod, R.L., Chamber, A., Prehn, W.L. Use of centrifuge for Determining Connate Water, Residual Oil and Capillary Pressure Curves of Small Core Samples/Trans AIME. 1951. vol. 192 p.127-134

56. Enwere, J.S., Archer, J.S. NMR Imaging for Core Flood Testing/33 Ann. Symp. Of the SPWLA, Oklahoma City, June 1992. SCA9218-10р.

57. Баренблатт Г.И., Ентов B.M., Рыжик B.M. Движение жидкостей и газов в природных пластах М.: Недра, 1985 - 208с.

58. Richardson, J.G., Kerver, J.K., Hafford, J.A., Osoba, J.S. Laboratory Determination of Relative Permeability/Trans. AIME. 1952. vol.95. -p: 187 -196.

59. Rapoport, L.A., Leas, W.J. Properties of Linear Waterfloods /Trans.

60. AIME. 1953. vol. 198 p.139-148.

61. A.K. Курбанов, М.Ю. Константинов. Определение функций фазовых проницаемостей при фильтрации жидкости/ Газовая промышленность. 1999. N12 с.30-32

62. А.К. Курбанов, М.Ю. Константинов. Способ определения функций фазовых проницаемостей при двухфазной фильтрации флюида/Гр. ВНИИнефть. 2000. Вып124 Проблемы разработки нефтяных месторождений с.62-69.

63. А.К. Курбанов, М.Ю. Константинов. К вопросу определения функций фазовых проницаемостей/ Газовая промышленность. 2000. N10 с.46-48.

64. М.Ю. Константинов. К вопросу об оценке точности способа определения функций фазовых проницаемостей при стационарной фильтрации двухфазного флюида с учетом концевого эффекта. М.:РГУ нефти и газа. 2000 - 14с.

65. Требин Ф.А., Оноприенко В.П. Распределение водонефтенасыщенности в пористой среде при вытеснении из нее нефти водой/Азерб. Нефт. Хоз. 1957. N4 с.16-19.

66. Булейко В.М., Савелова Т.И. Применение метода регуляризации при рбработке результатов теплофизических экспериментов/ Тр. ВНИИГАЗ. 1986. C57-64.

67. Хайруллин М.Х. Численные методы решения обратных коэффициентных задач подземной гидромеханики. Диссертация. -Казань. 1992. 192с.

68. Тихонов А.Н., Арсенин В.А. Методы решения некорректных задач. М.: Наука. 1979 224с.

69. Reinsch С.Н. Smoothing by spline functions/Numerische

70. Mathematik. 1967. vol. 10 p.177- 195.

71. Ланцош К. Практические методы прикладного анализа. М.:ГИФ-МЛ. 1961 524с.

72. Обоснование для проведения экспериментальных работ по опытно-промышленной добыче метана при подготовке к освоению первоочередных площадей Ерунаковского и Томь Устинского районов Кузбасса - М.: ВНИИГАЗ, ПАЦ "Лорес", АО "Метан-Кузбасса". 1999 - 253с.

73. Михайлов H.H. Информационно технологическая геодинамика околоскважинных зон - М.: Недра 1996г. - 345с.

74. Бузинов С.Н. К вопросу об определении остаточной нефтенасыщенности^Докл. АН СССР. 1957. т. 116 N1. с.28-31.

75. Пеньковский В.И. Концевой эффект капиллярного запирания вытесняемой фазы при фильтрации несмешивающихся жидкостейШзв. АН СССР, МЖГ. 1983. N5 с. 184 - 187.

76. Ибрагимов Л.Х., Константинов М.Ю., Курбанов А.К., Цыкин И.В. Влияние концевого эффекта на продуктивность скважиныШаука и технология углеводородов. 1998. N1 с.7-13.

77. Ибрагимов Л.Х., Константинов М.Ю., Курбанов А.К., Цыкин И.В. Капиллярные эффекты в призабойной зоне скважиныШаука и технология углеводородов. 1999. N1 с.12-15.

78. Г.И.Баренблатт, К.С. Басниев, И.Н.Кочина Математическая модель фильтрации газоконденсатных смесей в трещинновато-пористой среде^борник научных трудов ВНИИГАЗ "Фильтрация неоднородных газов", 1988 с. 70-81.

79. Отчет по теме N 171-86 : "Создание газогидродинамических основ разработки и эксплуатации место рождений многокомпонентныхпластовых систем с фазовыми переходами" руководитель -профессор КС. Басниев. М.: МИНГ. 1987. - 213с.

80. Николаевский В.Н. О выборе системы уравнений фильтрации газоконденсатных смесейЛДзв. АН Азерб. ССР, серия геолого-географических наук. 1965. N1 с.91-98

81. Желтов Ю.П., Розенберг М.Д. О фильтрации многокомпонентных систем. НТС по добыче нефти, вып. 12 М.: Гостоптехиздат 1961. - с. 26-31.

82. Potsch К.Т. Precipitation of gas condensates under the influence of capillary pressure in porous media / 5th Eur. Conf. On the Math. Of Oil Recovery, Leoben, Austria 3-6 Sept 1996. 8p.

83. Розенберг М.Д., Кундин С.А., Курбанов A.K., Суворов Н.И., Шовкринский Г.Ю. Фильтрация газированной жидкости и других многокомпонентных смесей в нефтяных пластах. М.: Недра, 1969. - 453с.

84. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. М.: Недра. 1993 - 414с.

85. Методическое руководство "Исследование природных газоконденсатных систем" М.: РАО "ГАЗПРОМ", ВНИИГАЗ. 1594.- 35с.

86. Соискатель Константинов М.Ю.