Добыча тяжелой нефти

Эта статья , возможно, содержит оригинальное исследование . Пожалуйста, улучшите ее, проверив сделанные заявления и добавив встроенные цитаты . Заявления, состоящие только из оригинального исследования, должны быть удалены. ( Сентябрь 2017 г. ) ( Узнайте, как и когда удалять это сообщение )

Добыча тяжелой нефти — это развивающаяся технология добычи тяжелой нефти в промышленных объемах. Оценочные запасы тяжелой нефти составляют более 6 триллионов баррелей , что в три раза больше, чем у обычной нефти и газа.

Факторы, влияющие на сложность ввода запасов в эксплуатацию, включают проницаемость , пористость , глубину и давление. Плотность и вязкость нефти являются определяющими факторами. ^[1] Плотность и вязкость определяют метод добычи. ^[2]

Вязкость нефти меняется в зависимости от температуры и определяет простоту извлечения; температуру можно контролировать, чтобы можно было перемещать нефть без использования дополнительных методов. ^[3] Плотность более важна для нефтеперерабатывающих заводов, поскольку она представляет собой выход после перегонки. Однако между ними нет никакой связи. ^[2]

Нефтяные пласты существуют на разных глубинах и при разных температурах. Хотя вязкость значительно меняется в зависимости от температуры, плотность является стандартом в классификации месторождений нефти. Плотность сырой нефти обычно выражается в градусах плотности Американского института нефти (API), которые связаны с удельным весом . Чем ниже плотность API , тем плотнее нефть. Плотность API жидкой сырой нефти колеблется от 4º для смолы , богатой битумом, до конденсатов, имеющих плотность API 70º. Тяжелые нефти классифицируются между сверхтяжелыми и легкими. Их плотность API составляет от 10º до 20º. ^[4]

Сырая нефть, полученная из нефтематеринских пород, имеет плотность API от 30º до 40º. Сырая нефть становится тяжелой после значительной деградации, после захвата и во время дегазации. Деградация происходит в результате химических и биологических процессов, когда нефтяные резервуары загрязняются бактериями через подземные воды. ^[5] Затем бактерии расщепляют некоторые компоненты сырой нефти на тяжелые компоненты, делая ее более вязкой. Вода уносит низкомолекулярные углеводороды в форме раствора, поскольку они более растворимы. Когда сырая нефть заключена в некачественное уплотнение, более легкие молекулы отделяются и уходят, оставляя более тяжелые компоненты за счет дегазации. ^[6]

Тяжелая нефть обычно встречается в геологически молодых пластах, поскольку они залегают неглубоко и имеют менее эффективные покрышки, что обеспечивает условия для образования тяжелой нефти.

Схема закачки относится к расположению добывающих и нагнетательных скважин относительно положения, размера и ориентации потока в резервуаре. ^[7] Схемы закачки могут меняться в течение срока службы скважины путем перемещения нагнетательной скважины в области, где может быть достигнут максимальный объем контакта.

Геологическая неоднородность — это пространственное распределение пористости и проницаемости в породе-коллекторе.

Проницаемость зависит от размера зерен осадка, которые сформировали породу, и способа их упаковки. Проницаемость — это количество пор, а их взаимосвязанность в породе и существование различных слоев в породе с различной проницаемостью — это проявление геологической неоднородности. Когда происходит закачка пара, вода протекает через более проницаемые слои, обходя богатые нефтью менее проницаемые слои. Это приводит к низкой эффективности охвата и раннему производству воды с объемом нефти, контактирующим с водой. ^[8]

Эффективность вытеснения — это мера эффективности метода EOR, которая зависит от общего объема пласта, с которым контактирует закачиваемая жидкость. Эффективность вытеснения зависит от множества факторов: коэффициент подвижности, направленная проницаемость, кумулятивная закачка воды, характер заводнения, геологическая неоднородность и распределение давления между инжекторами и производителями.

Эффективность вытеснения — это доля нефти, которая извлекается из зоны, которая была вытеснена закачкой пара или любым другим методом вытеснения. Это процентный объем нефти, который был извлечен путем вытеснения закачиваемой жидкостью или вытесняющим элементом, закачиваемым в резервуар. Это разница между объемом резервуара до начала вытеснения и объемом после окончания вытеснения. ^[9]

Амплитуда против смещения (AVO) — это метод, используемый в сейсмической инверсии для прогнозирования существования резервуаров и типов пород, окружающих их. Обзоры литературы и исследования включают анализ AVO и сейсмической инверсии в разведке нефти и исследованиях физики горных пород. ^[10]

Сейсмические волны, спроецированные в нефтяные пласты, подвергающиеся закачке пара, дают данные, которые показывают существование высоких значений затухания волн. Это затухание обычно основано на дисперсии скоростей. Исследования показывают, что отражение сейсмических волн между упругой покрывающей породой и эквивалентной средой имеет коэффициенты отражения , которые изменяются с частотой. Это изменение зависит от поведения AVO на границе раздела. Расчет синтетических сейсмографов для идеальной модели выполняется с использованием метода отражательной способности для тех материалов, скорости и затухания которых зависят от частоты. Это обычно используется, поскольку эффекты изменений скорости и затухания обнаруживаются на накопленных данных. ^[11]

Улучшенные методы спектрального разложения показали частотно-зависимые параметры более четко. Насыщенные породы, например, имеют сейсмические низкочастотные эффекты относительно углеводородонасыщенных пород. Кроме того, углеводородонасыщенные зоны имеют чрезвычайно высокие значения затухания от прямых измерений коэффициента качества (Q). ^[10] Системные изменения частот со смещением, где стандартная амплитуда по отношению к смещению является AVO, игнорирует затухание, что приводит к использованию чисто отражательной модели. Основная цель - сбалансировать частотное содержание ближних и дальних стеков, одновременно корректируя эффект затухания над покрывающей породой. ^[12]

AVO используется для обнаружения существования нефтяных резервуаров из-за аномалии, очевидной в нефтяных резервуарах, где подъем AVO заметен в богатых нефтью отложениях. Он не так полезен для определения горных пород и свойств проницаемости для улучшения эффективности вытеснения. Кроме того, не все нефтяные резервуары демонстрируют те же аномалии, связанные с углеводородными нефтяными резервуарами, поскольку они иногда вызваны остаточными углеводородами из прорванных колонн газа.

Сейсмические исследования являются стандартным методом, используемым для картирования земной коры . Данные этих исследований используются для проецирования подробной информации о типах и свойствах горных пород. Отражение звуковых волн от скальных образований под поверхностью позволяет анализировать отраженные волны. Временные промежутки между падающими и отраженными волнами, а также свойства полученной волны предоставляют информацию о типах горных пород и возможных запасах месторождений нефти и газа.

Если известна геологическая неоднородность резервуара, схемы инъекций могут быть разработаны для направления инъекций в менее проницаемые слои породы, содержащие нефть. Проблема в том, что распределение проницаемости резервуара трудно определить, поскольку неоднородность меняется от одной области к другой. Поэтому для максимизации нефтеотдачи (эффективности вытеснения) необходимо контролировать и картировать ориентацию проницаемых слоев с помощью сейсмических исследований . ^[13] Сейсмические волны посылаются через горные породы, а временной интервал и искажения в сейсмических волнах анализируются для картирования ориентации проницаемости с целью повышения эффективности установки схем инъекций. ^[14]

Извлечение нефти включает три стадии извлечения: первичную, вторичную и третичную. Поскольку подвижность является отношением эффективной проницаемости и вязкости фазы, производительность скважины прямо пропорциональна произведению толщины слоя породы-коллектора и подвижности. ^{[15] [16]}

Первичная добыча использует повышение давления газов в резервуаре, гравитационное дренирование или комбинацию этих двух методов. Эти методы представляют собой холодную добычу и обычно называются «естественным подъемом». Для обычной нефти холодная добыча имеет коэффициент извлечения более 30 процентов, тогда как для тяжелой нефти он повышается на 5-10 процентов. ^[2]

Один из вариантов метода холодной добычи называется Холодная добыча тяжелой нефти с песком (CHOPS). CHOPS создает червоточину или пустоту, где нефть вытягивается из окружающих пород к стволу скважины . Эти методы называются холодной добычей, так как они используются при температуре окружающей среды резервуара. Когда естественное подъемное давление не создает достаточного подземного давления или когда давление падает и больше не достаточно для перемещения нефти через ствол скважины, первичная добыча достигла своего предела извлечения, и за ней следует вторичная добыча.

Методы вторичной добычи также используют холодную добычу, но используют внешние источники давления для создания необходимого внутреннего давления, все еще при температуре пласта. ^[17] Методы вторичной добычи включают создание искусственного давления путем закачки элементов для создания искусственного давления. Вода, природный газ или углекислый газ являются основными инжектируемыми веществами. Давление заставляет нефть подниматься в эксплуатационную скважину. ^[18] Со временем искусственное давление теряет эффективность, поскольку оставшаяся (тяжелая) нефть слишком вязкая для течения и удерживается песчаником в пластах. Два метода добычи с холодной добычей имеют комбинированный коэффициент извлечения от 10 до 20 процентов в зависимости от свойств нефти и типов пород. ^[17]

Третичное извлечение обычно известно как улучшенное извлечение нефти (EOR). Это метод добычи нефти после того, как первичные и вторичные этапы извлекли большую часть нефти из запаса. В частности, улучшенное извлечение нефти используется для извлечения нефти, захваченной в пористых породах, и тяжелой нефти, которая слишком вязкая для течения. Три метода третичного извлечения: химическое улучшенное извлечение, термическое улучшенное извлечение и смешивающееся улучшенное извлечение. ^[12]

Он включает в себя как термические, так и нетермические методы. ^[17] Нетермические методы включают использование химикатов и микробов для разрыхления захваченной тяжелой нефти и углекислого газа под давлением. Однако термические методы — в основном закачка пара — являются наиболее эффективным способом снижения вязкости и мобилизации тяжелой нефти.

Среди трех основных типов закачки пара, например, закачка пара в скважину-инжектор, где пар нагревается и вытесняет более подвижную нефть. Методы EOR являются дорогостоящими из-за требуемой энергии и материалов. ^[3] Поэтому количество тяжелой нефти, которое должно быть извлечено из резервуара, зависит от экономики. Из-за этого ERO начинается с анализа резервуара, горных пород, проницаемости, геометрии пор и вязкости. Включая неоднородность резервуара, эти факторы влияют на успешность любого метода добычи.

Общая эффективность является произведением эффективности охвата и эффективности вытеснения.

Циклическая стимуляция пласта паром (CSS) заключается в закачке пара через одну скважину в течение определенного периода времени, что позволяет ему нагреться и снизить вязкость, а затем извлекать нефть через ту же скважину в ходе чередующихся циклов закачки и извлечения.

Гравитационный дренаж с помощью пара (SAGD) подразумевает использование многоярусных горизонтальных скважин. Верхняя горизонтальная скважина используется для закачки пара, который нагревает окружающую тяжелую нефть, которая затем поступает в нижнюю горизонтальную эксплуатационную скважину. ^[19]

Закачка пара состоит из двух основных методов: циклическая закачка пара и вытеснение пара.

Во время циклической циркуляции пара (ЦЦП) пар закачивается в нефтяной пласт, где возникающее высокое давление разрывает породы пласта и нагревает нефть, снижая ее вязкость. Нефть удаляется в три этапа: закачка, вымачивание и добыча. Высокотемпературный пар высокого давления остается в пласте от нескольких дней до нескольких недель, чтобы тепло могло быть поглощено нефтью. Затем начинается добыча. Первоначально добыча высока, но снижается по мере потери тепла; процесс повторяется до тех пор, пока это не станет неэкономичным. Циклическая закачка пара извлекает около 10-20 процентов всего объема нефти. Когда этот метод становится неэкономичным, применяется закачка пара. ^[20]

Нагнетание пара обычно используется в горизонтальных и вертикальных нефтяных скважинах для пластов с вязкостью до -100 000 сП. В скважинах с циклическим нагнетанием пара нефть может быть как вязкой, так и твердой. Основной механизм заключается в растворении «твердого вещества». ^[20] Идеальное время замачивания не установлено, оно может варьироваться от нескольких дней до нескольких недель. Однако более короткое время замачивания является предпочтительным по эксплуатационным и механическим соображениям. После первой обработки добыча нефти происходит путем естественного подъема из-за начальной энергии пласта. Однако для последующих циклов добычу, возможно, придется поддерживать закачкой. Циклическое нагнетание становится все менее и менее эффективным при добыче нефти по мере увеличения количества циклов. ^[19] В зависимости от характеристик пласта можно использовать до девяти циклов.

Этот метод извлекает больше нефти, чем циклическая закачка пара. Он имеет более низкую тепловую эффективность, чем CSC, и требует большей площади поверхности. ^[21] Он использует по крайней мере две скважины, одну для закачки пара, а другую для добычи нефти. Закачка пара извлекает около 50 процентов от общего объема нефти. Пар закачивается при высокой температуре и давлении через инжектор. Методы закачки пара стали более осуществимыми и эффективными. Было разработано несколько вариантов. ^[12] Однако высокие затраты требуют тщательной оценки, глубокого изучения нефтяного резервуара и надлежащего проектирования. ^[22]

Традиционно свойства горных пород и минералов под поверхностью земли определялись с помощью сейсмической разведки и сейсмологии по землетрясениям. Время распространения, изменения фазы и амплитуды сейсмических волн, полученных во время сейсмической разведки, показывают свойства горных пород и флюидов на уровне подземных пород. Ранее сейсморазведка изучала сейсмические данные только для горных пород, которые могли содержать углеводороды. Однако благодаря технологическому прогрессу сейсмические данные стали полезными для определения поровых флюидов, насыщенности, пористости и литологии . ^[23]

Свойства резервуара и сейсмические данные были связаны недавней разработкой, называемой физикой горных пород. Физика горных пород использовалась при разработке таких важных методов, как сейсмический мониторинг резервуара, прямое обнаружение углеводородов и сейсмическая литологическая дискриминация с использованием угловой отражательной способности. Приложения физики горных пород основаны на понимании различных свойств, которые влияют на сейсмические волны. Эти свойства влияют на то, как волны ведут себя при распространении, и как изменение одного из этих свойств может привести к различным сейсмическим данным. Такие факторы, как температура, тип жидкости, давление, тип пор, пористость, насыщенность и другие, взаимосвязаны таким образом, что при изменении одного элемента другие также изменяются. ^[24]

Свойства поровой жидкости и замещение жидкости в физике горных пород рассчитываются с помощью уравнения Гассмана . Оно вычисляет, как сейсмические свойства зависят от изменения жидкости с использованием характеристик каркаса. Уравнение использует известные объемные модули поровой жидкости, твердой матрицы и модуль каркаса для расчета объемного модуля среды, насыщенной жидкостью. Породообразующие минералы представляют собой твердую матрицу, каркас — образец скелетной породы, в то время как поровая жидкость — это газ, вода, нефть или некоторая комбинация. Для использования уравнения основные предположения заключаются в том, что 1) матрица и каркас являются макроскопически однородными; 2) все поры в породе взаимосвязаны; 3) жидкость в порах не имеет трения; 4) система жидкости в породе является закрытой системой, то есть она не дренируется; и 5) жидкость в породе никаким образом не взаимодействует с твердым телом, делая каркас мягче или тверже. ^[20]

Первое предположение гарантирует, что длина волны больше, чем поры и размеры зерен породы. Предположение соответствует общему диапазону длин волн и частот от лабораторного до сейсмического диапазона. Предположение 2) предполагает, что проницаемость пор породы однородна и в породе нет изолированных пор, так что проходящая волна вызывает полное равновесие потока жидкости в порах за полупериод цикла волны. Поскольку проницаемость пор зависит от длины волны и частоты, большинство пород соответствуют предположению. ^[19] Однако для сейсмических волн только неконсолидированные пески удовлетворяют этому предположению из-за их высокой проницаемости и пористости. С другой стороны, для высоких частот, таких как частоты каротажа и лабораторные частоты, большинство пород могут соответствовать этому предположению. В результате скорости, рассчитанные с использованием уравнения Гассмана, ниже, чем измеренные с использованием частот каротажа или лабораторных частот. Предположение 3) предполагает, что жидкости не имеют вязкости, но поскольку в действительности все жидкости имеют вязкость, это предположение нарушается уравнениями Гассмана. Предположение 4) предполагает, что поток порода-жидкость запечатан на границах для лабораторного образца породы, что означает, что изменения напряжений, вызванные проходящей волной, не вызывают значительного потока жидкости из образца породы. Предположение 5) предотвращает любое разрушающее взаимодействие между химическими или физическими свойствами матрицы породы и поровой жидкости. Это предположение не всегда выполняется, поскольку взаимодействие неизбежно, и поверхностная энергия обычно изменяется из-за него. Например, когда песок взаимодействует с тяжелой нефтью, результатом является смесь с высоким сдвигом и объемным модулем упругости. ^[13]

• Аль-Кинди, Ф.; Аль-Амри, Дж.; Аль-Амри, М.; Аль-Амри, А.; Бернс, С. (19 апреля 2015 г.). Преимущества 3D VSP на месторождении тяжелой нефти в Южном Омане . doi :10.3997/2214-4609.201412209. ISBN 978-94-6282-144-6. {{cite book}}: |journal=проигнорировано ( помощь )
• Аль-Мутайри, А.; Рен, З.Б.; Тиннин, Дж.Р.; Рандаццо, С. (12.06.2017). Практический пример мониторинга проектов по закачке пара в тонкие вертикально расположенные резервуары с использованием технологии 3DVSP. doi : 10.3997/2214-4609.201700510. ISBN 978-94-6282-217-7. {{cite book}}: |journal=проигнорировано ( помощь )
• Альварадо, Владимир; Манрике, Эдуардо (27.08.2010). «Повышенная нефтеотдача: обновленный обзор». Energies . 3 (9): 1529– 1575. doi : 10.3390/en3091529 .Ambastha, A. (2008). Серия репринтов SPE № 61 Добыча тяжелой нефти. Общество инженеров-нефтяников. Форум нефтяного сообщества . Получено 26.03.2018 .
• Аван, Анвар Р.; Тейгланд, Руне; Клеппе, Джон (01.06.2008). «Обзор проектов по повышению нефтеотдачи в Северном море, начатых в период с 1975 по 2005 гг.». Оценка и проектирование резервуаров SPE . 11 (3): 497– 512. doi :10.2118/99546-PA.Бейранванд, Б; День, Z; Камали, MR; Чехрази, Али; Ахмади, А; Керманшахи, Х; Эймандуст, А (12 июня 2017 г.). 79-я конференция и выставка EAGE 2017. doi :10.3997/2214-4609.201701518. ISBN 978-94-6282-217-7.
• Berron, C.; Michou, L.; Cacqueray, BD; Duret, F.; Cotton, J.; Forgues, E. (2015). Постоянный, непрерывный и беспилотный 4D сейсмический мониторинг: исследование Peace River . Расширенные тезисы технической программы SEG 2015. Общество геофизиков-разведчиков. стр.  5419– 5423. doi :10.1190/segeab.34.
• Драммонд, К.; Израэлашвили, Дж. (2004-11-30). «Фундаментальные исследования взаимодействия сырой нефти с поверхностной водой и его связь со смачиваемостью коллектора». Журнал нефтяной науки и техники . 45 ( 1– 2): 61– 81. doi : 10.1016/j.petrol.2004.04.007 . ISSN  0920-4105.
• Фрэмптон, Х.; Деньер, П.; Омс, Д.Х.; Хасбенд, М.; Мустони, Дж.Л. (2009-04-27). Улучшение развертки от лаборатории к полю . doi :10.3997/2214-4609.201404858. ISBN 978-90-73781-60-3. {{cite book}}: |journal=проигнорировано ( помощь )
• Ищенко, Кристофер М.; Гейтс, Ян (2014-04-09). "Модель скважины/червоточины для холодной добычи тяжелой нефти с песком". Журнал SPE . 19 (2): 260– 269. doi :10.2118/150633-PA.
• Ламли, Дэвид Э. (2012-02-07). "Покадровый сейсмический мониторинг резервуара". Geophysics . 66 (1): 50–53 . doi :10.1190/1.1444921.
• Мартиниус, AW; Рингроуз, PS; Брострем, К.; Эльфенбейн, К.; Нэсс, А.; Рингос, JE (1 января 2005 г.). «Проблемы резервуаров гетеролитических резервуаров из приливного песчаника на террасе Халтен, в центральной Норвегии». Нефтяная геология . 11 (1): 3– 16. дои : 10.1144/1354-079304-629. ISSN  1354-0793. S2CID  128601277.
• Маггеридж, Энн; Кокин, Эндрю; Уэбб, Кевин; Фрэмптон, Гарри; Коллинз, Ян; Молдс, Тим; Салино, Питер (13.01.2014). «Скорости извлечения, улучшенная нефтеотдача и технологические ограничения». Philosophical Transactions of the Royal Society A: Mathematical, Physical and Engineering Sciences . 372 (2006): 20120320. doi :10.1098/rsta.2012.0320. PMC  3866386. PMID  24298076 .
• Пассалаква, Х.; Штрак, Курт (01.01.2016). Интегрированный геофизический мониторинг резервуаров для тяжелой нефти. Конференция и выставка SPE по тяжелой нефти. Общество инженеров-нефтяников. doi : 10.2118/184089-MS.
• Przybysz-Jarnut, JK; Potters, JHHM; Lopez, Jorge L.; Araujo, M; Xue, Yuanyi (2016-01-01). "Максимизация VOI частого сейсмического мониторинга месторождений тяжелой нефти: исследование случая на Peace River Pad 31". Конференция и выставка SPE по тяжелой нефти . Конференция и выставка SPE по тяжелой нефти. Общество инженеров-нефтяников. doi : 10.2118/184157-MS.
• Ren, ZB; Al-Haqqan, H.; Ahmad, F.; Tinnin, J.; Hamilton, A. (декабрь 2016 г.). "3D VSP Surveillance of Thermal Heavy Oil Recovery in Kuwait | SPE". search.spe.org . Получено 26.03.2018 .
• Сиданск, Роберт Д.; Серайт, Рэндалл (01.05.2007). «Когда и где можно успешно применять методы водоизоляции с изменением относительной проницаемости». SPE Production & Operations . 22 (2): 236– 247. doi :10.2118/99371-PA.
• Шабеланский, Андрей Х.; Малкольм, Элисон; Фелер, Майкл (2015-09-01). «Мониторинг изменений вязкости по покадровому сейсмическому затуханию: пример из резервуара тяжелой нефти» (PDF) . Геофизическая разведка (Представленная рукопись). 63 (5): 1070– 1085. Bibcode : 2015GeopP..63.1070S. doi : 10.1111/1365-2478.12229. ISSN  1365-2478.
• Teng, L; Song, H; Zhang, S; Wu, F; Xu, D; Gong, Y; Jiang, Z; Gao, H; Wang, C (2017-01-01). Исследование внутрипластового горения в D66, многослойном резервуаре тяжелой нефти, нефтяное месторождение Ляохэ. Конференция SPE по тяжелой и сверхтяжелой нефти Латинской Америки и Карибского бассейна. Общество инженеров-нефтяников. doi : 10.2118/186173-MS.
• Тул, СТ; Грист, ДМ (2003). Серия переизданий SPE № 61 Извлечение тяжелой нефти. Конференция Offshore Europe. Форум нефтяного сообщества . Получено 26.03.2018 .
• Уилсон, А. (2014). «Непрерывный сейсмический мониторинг резервуаров при термическом повышении нефтеотдачи». Журнал нефтяных технологий . 66 (6): 119– 121. doi :10.2118/0614-0119-JPT.
• Джаясекера, А.Дж.; Гудиер, С.Г. (13 апреля 2002 г.). Улучшение добычи углеводородов на континентальном шельфе Соединенного Королевства: прошлое, настоящее и будущее. Симпозиум SPE/DOE по улучшению добычи нефти. Общество инженеров-нефтяников.
• Омс, Д.; Маклеод, Дж.; Графф, К.; Фрэмптон, Х.; Морган, Дж. К.; Чунг, С.; Чанг, К. Т. (2009). Дополнительный успех в добыче нефти за счет улучшения охвата пласта заводнением на Аляске. SPE Prod. Oper. Vol. 25. pp.  247–254 .
• Moulds, TP; Trussell, P; Haseldonck, SA; Carruthers, RA. (6–9 сентября 2005 г.). Месторождение Магнус: управление резервуаром на зрелом месторождении, сочетающее заводнение, повышение нефтеотдачи и разработку новых участков. Конференция SPE Offshore Europe. Общество инженеров-нефтяников.
• Алуста, Гамаль; Маккей, Эрик; Феннема, Джулиан; Коллинз, Ян (19 июля 2011 г.). Бурение скважин с уплотняющим эффектом и повышением нефтеотдачи: как сделать выбор?. Конференция SPE по повышению нефтеотдачи 2011 г., EORC 2011. Том 1. Общество инженеров-нефтяников. doi : 10.2118/143300-MS.