RU2793536C1 - Method of reduction of drainage of liquid produced along with oil - Google Patents
Method of reduction of drainage of liquid produced along with oil Download PDFInfo
- Publication number
- RU2793536C1 RU2793536C1 RU2022119344A RU2022119344A RU2793536C1 RU 2793536 C1 RU2793536 C1 RU 2793536C1 RU 2022119344 A RU2022119344 A RU 2022119344A RU 2022119344 A RU2022119344 A RU 2022119344A RU 2793536 C1 RU2793536 C1 RU 2793536C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- well
- production
- wells
- flow rate
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к сокращению непроизводительных отборов жидкости.The invention relates to the oil industry, and in particular to the reduction of unproductive liquid withdrawals.
Сокращение отборов жидкости осуществляется обычно путем остановки добывающих скважин по трем критериям: проектному минимальному дебиту нефти, проектной максимальной обводненности, проектному максимальному газовому фактору 2500 м3/сут. [Правила подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья. Утверждены приказом Минприроды России от 20.09.2019 №639].Reduction of fluid withdrawals is usually carried out by shutting down production wells according to three criteria: the design minimum oil production, the design maximum water cut, the design maximum GOR of 2500 m 3 /day. [Rules for the preparation of technical projects for the development of hydrocarbon deposits. Approved by order of the Ministry of Natural Resources of Russia dated September 20, 2019 No. 639].
Известен способ сокращения непроизводительных отборов жидкости путем остановки скважин по результатам экономических расчетов [Гамилова Д.A. Управление фондом скважин на основе комплексной оценки эффективности их эксплуатации /Д.A. Гамилова, И.В. Буренина // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2007. - № 1. - С. 1-11. http://www.ogbus.ru/authors/].A known method of reducing unproductive fluid withdrawals by shutting down wells based on the results of economic calculations [Gamilova D.A. Well stock management based on a comprehensive assessment of the efficiency of their operation /D.A. Gamilova, I.V. Burenina // Electronic scientific journal "Oil and Gas Business". - 2007. - No. 1. - S. 1-11. http://www.ogbus.ru/authors/].
Однако такие методы не позволяют оценить возможность снижения обводненности или увеличения дебита нефти в результате применения методов увеличения нефтеотдачи, в том числе гидродинамических.However, such methods do not allow assessing the possibility of reducing water cut or increasing oil production as a result of using enhanced oil recovery methods, including hydrodynamic ones.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является минимизации потерь добычи нефти и минимизации сокращения потенциала по добыче нефти.The task to be solved by the claimed technical solution is to minimize the loss of oil production and minimize the reduction in the potential for oil production.
При осуществлении технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в сокращении заданного объема непроизводительных отборов попутно с нефтью добываемой жидкости путем остановки добывающих скважин.When implementing a technical solution, the task is solved by achieving a technical result, which consists in reducing the specified volume of unproductive withdrawals along with the oil of the produced fluid by stopping the production wells.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе определения сокращения непроизводительных отборов жидкости, заключающимся в том, что производят расчет оптимальных режимов флюида, закачиваемого в нагнетательные скважины, и работы добывающих скважин, для чего сначала осуществляют поиск влияющих нагнетательных скважин для каждой добывающей скважины, затем создают обучающую выборку для адаптации прокси-модели на дебит жидкости и долю нефти, адаптаптируют прокси-модели на дебит жидкости и долю нефти добывающей скважины в зависимости от приемистостей влияющих на нее нагнетательных скважин, получают функции суточной добычи нефти добывающей скважины с добавлением в нее настроечных параметров дебита жидкости и доли нефти, определенных на этапе адаптации прокси-модели, задают ограничения на приемистости нагнетательных скважин и определяют оптимальные режимы работы нагнетательных скважин для обеспечения максимальной суточной добычи нефти по месторождению в целом, новым является то, что задают целевое сокращение отборов жидкости, в качестве которого применяют текущий дебит жидкости, на который необходимо сократить отборы жидкости, задают «максимально допустимый текущий дебит нефти», в качестве которого принимают текущий дебит нефти, выше которого скважины не предлагают к остановке, определяют потенциал скважины по дебиту нефти, в качестве которого принимают разность между оптимальным дебитом нефти и текущим дебитом нефти, при этом текущий дебит жидкости, текущий дебит нефти, текущую обводненность, потенциал по дебиту нефти, время работы скважины, которые получают путем осреднения суточных замеров за месяц, сортируют скважины в следующем порядке: текущие показатели обводненности - по убыванию, текущие показатели дебита жидкости - по возрастанию, потенциал скважины по дебиту нефти - по возрастанию, по результатам сортировки указанных данных получают упорядоченный список скважин-кандидатов для остановки, после чего рассматривают каждую скважину в порядке на соответствие условиям: время работы скважины больше одного дня, текущий дебит нефти больше нуля и текущий дебит жидкости больше нуля, скважины, отвечающие данным условиям формируют список скважин-кандитатов для остановки.The specified technical result is achieved by the fact that in the method for determining the reduction of unproductive fluid withdrawals, which consists in calculating the optimal modes of the fluid injected into injection wells and the operation of production wells, for which first the search for influencing injection wells for each production well is carried out, then create a training sample to adapt the proxy model to the fluid flow rate and the oil fraction, adapt the proxy models to the fluid flow rate and the oil fraction of the production well depending on the injectivity of the injection wells affecting it, obtain the functions of the daily oil production of the production well with the addition of tuning parameters to it liquid flow rate and oil fraction determined at the stage of adaptation of the proxy model, set restrictions on the injectivity of injection wells and determine the optimal operating modes of injection wells to ensure maximum daily oil production in the field as a whole, what is new is that they set a target reduction in fluid production, in which is used as the current flow rate of the liquid, for which it is necessary to reduce the withdrawal of fluid, set the "maximum allowable current flow rate of oil", which is taken as the current flow rate of oil, above which the wells are not offered to be stopped, the potential of the well is determined by the oil flow rate, which is taken as the difference between the optimal oil production rate and the current oil production rate, while the current liquid production rate, the current oil production rate, the current water cut, the oil production potential, the well operation time, which are obtained by averaging daily measurements for a month, sort the wells in the following order: current water cut indicators - in descending order, current liquid flow rates - in ascending order, well potential in terms of oil flow rate - in ascending order, based on the results of sorting the specified data, an ordered list of candidate wells for shutdown is obtained, after which each well is considered in order for compliance with the conditions: the well operation time is longer one day, the current oil rate is greater than zero and the current fluid rate is greater than zero, wells that meet these conditions form a list of candidate wells for shutdown.
Заявляемые действия способа: нахождение оптимальных режимов закачки воды и режимов работы добывающих скважин, сортировку списка скважин на основе текущих и оптимальных режимов работы добывающих скважин обеспечивают достижение заявленного технического результата - сокращение заданного объема непроизводительных отборов попутно с нефтью добываемой жидкости путем остановки добывающих скважин.The claimed actions of the method: finding the optimal modes of water injection and operating modes of producing wells, sorting the list of wells based on the current and optimal operating modes of producing wells ensure the achievement of the claimed technical result - reducing the specified volume of non-productive withdrawals along with the oil of the produced fluid by stopping the producing wells.
Способ поясняется иллюстративным материалом, где на фиг. 1 показана зависимость накопленных дебитов нефти от накопленных дебитов жидкости, с выделением красной линией участка, который характеризуют скважины, рекомендуемые к остановке. На фиг 2 приведена блок-схема работы алгоритма по сокращению непроизводительных отборов жидкости.The method is illustrated by illustrative material, where in Fig. 1 shows the dependence of the accumulated oil flow rates on the accumulated liquid flow rates, with the red line highlighting the area that characterizes the wells recommended for shutdown. Figure 2 shows a flowchart of the algorithm to reduce unproductive fluid withdrawals.
Непроизводительными считают отборы жидкости, которые приводят к убыточной деятельности компании, либо являются избыточными ввиду технологических причин. Величину непроизводительных отборов пользователь определяет согласно любому доступному алгоритму. В рассматриваемом способе непроизводительные отборы жидкости - входной параметр для определения скважин-кандидатов на остановку. Liquid withdrawals are considered unproductive, which lead to unprofitable activities of the company, or are excessive due to technological reasons. The amount of unproductive selections is determined by the user according to any available algorithm. In the method under consideration, non-productive fluid withdrawals are an input parameter for determining candidate wells for shutdown .
Способ осуществляют путем выполнения следующих последовательных действий.The method is carried out by performing the following sequential steps.
Осуществляют разработки нефтяного месторождения путем закачки рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины.The development of an oil field is carried out by pumping a working agent through injection wells and selecting products through production wells.
Производят расчет оптимальных режимов закачки воды и работы добывающих скважин согласно RU 2614338 C1: осуществляют поиск влияющих нагнетательных скважин для каждой добывающей скважины, создают обучающую выборку для адаптации прокси-модели на дебит жидкости и долю нефти, адаптаптируют прокси-модели на дебит жидкости и долю нефти добывающей скважины в зависимости от приемистостей влияющих на нее нагнетательных скважин (минимизация между фактическими и расчетными дебитами жидкостями/долями нефти осуществляется градиентным методом с постоянным шагом с применением барьерных функций), получают функции суточной добычи нефти добывающей скважины с добавлением в нее настроечных параметров дебита жидкости и доли нефти, определенных на этапе адаптации прокси-модели, задают ограничения на приемистости нагнетательных скважин (ограничение равенство - перераспределение объемов закачки, ограничения неравенства - на минимальные и максимальные значения закачки), определяют оптимальные режимы работы нагнетательных скважин для обеспечения максимальной суточной добычи нефти по месторождению в целом (максимизация добычи нефти осуществляется градиентным методом с постоянным шагом с применением барьерных функций).Calculation of optimal water injection modes and operation of production wells is carried out according to RU 2614338 C1: search for influencing injection wells for each production well, create a training sample to adapt the proxy model to the fluid rate and oil fraction, adapt the proxy models to the fluid rate and oil fraction of the production well depending on the injectivity of the injection wells affecting it (minimization between the actual and calculated flow rates of liquids/oil fractions is carried out by the gradient method with a constant step using barrier functions), the functions of the daily oil production of the production well are obtained with the addition of the tuning parameters of the flow rate of the liquid and the proportions of oil determined at the stage of adaptation of the proxy model set limits on the injectivity of injection wells (equality constraint - redistribution of injection volumes, inequality constraints - on minimum and maximum injection values), determine the optimal operating modes of injection wells to ensure maximum daily oil production in the field in general (maximization of oil production is carried out by a gradient method with a constant step using barrier functions).
Задают целевое сокращение отборов жидкости - это суммарный дебит жидкости на заданную дату, на который необходимо сократить отборы жидкости, задают «максимально допустимый текущий дебит нефти» - это текущий дебит нефти, выше которого скважины не предлагаются к остановке, определяют потенциал скважины по дебиту нефти - разность между оптимальным дебитом нефти и текущим дебитом нефти.The target reduction in fluid production is set - this is the total fluid production rate for a given date, for which it is necessary to reduce fluid production, the "maximum allowable current oil production rate" is set - this is the current oil production rate, above which the wells are not proposed to be shut down, the potential of the well is determined by the oil production rate - the difference between the optimal oil rate and the current oil rate.
Данные: дебит жидкости на заданную дату, т/сут; дебит нефти на заданную дату, т/сут; обводненность на заданную дату, %; потенциал по дебиту нефти, т/сут; время работы скважины, сут, полученные путем осреднения суточных замеров за месяц, сортируют в следующем порядке: обводненность - по убыванию, в случае одинаковой обводненности более высокую позицию занимает скважина с меньшим дебитом жидкости, в случае равенства дебитов жидкости более высокую позицию занимает скважина с меньшим потенциалом.Data: liquid flow rate on a given date, t/day; oil production rate on a given date, t/day; water cut on a given date, %; oil production potential, t/day; well operation time, days, obtained by averaging daily measurements per month, sorted in the following order: water cut - in descending order, in case of the same water cut, a well with a lower fluid flow rate occupies a higher position, in case of equal fluid flow rates, a well with a lower potential occupies a higher position.
По результатам сортировки получают упорядоченный список скважин, который характеризует порядок рассмотрения скважин-кандидатов для остановки.Based on the sorting results, an ordered list of wells is obtained, which characterizes the order of consideration of candidate wells for shutdown.
Далее рассматривают каждую скважину в порядке, определенном сортировкой (фиг 2) проверяют условие: время работы скважины больше одного дня, дебит нефти на заданную дату больше нуля и дебит жидкости на заданную дату больше нуля. В случае выполнения условия переходят к проверке условия: "дебит нефти на заданную дату меньше заданного пользователем «максимально допустимого текущего дебита нефти» и потенциал по дебиту нефти меньше заданного пользователем «максимально-допустимого потенциала»", в случае невыполнения - проверяют по указанному условию следующую скважину в порядке сортировки. Затем проверяют условия: дебит нефти на заданную дату меньше заданного пользователем «максимально допустимого текущего дебита нефти» и потенциал по дебиту нефти меньше заданного пользователем «максимально допустимого потенциала». В случае выполнения данного условия предлагают рассматриваемую скважину к остановке, а в случае невыполнения - переходят к следующей скважине и возвращаются к проверке условия: "время работы скважины больше одного дня, дебит нефти на заданную дату больше нуля и дебит жидкости на заданную дату больше нуля". После этого предлагают рассматриваемую скважину к остановке, и проверяют условие - сумма дебитов всех скважин, предлагаемых к остановки, больше или равна целевому сокращению добычи, заданному пользователем. В случае выполнения условия алгоритм завершает работу. В случае невыполнения - переходят к следующей скважине и возвращаются к проверке условия: "время работы скважины больше одного дня, дебит нефти на заданную дату больше нуля и дебит жидкости на заданную дату больше нуля." И далее последовательно выполняют описанные действия. Блок-схема изложенного алгоритма представлена на фиг. 2.Next, each well is considered in the order determined by sorting (Fig. 2), the condition is checked: the well operation time is more than one day, the oil flow rate on a given date is greater than zero, and the fluid flow rate on a given date is greater than zero . If the conditions are met, they proceed to checking the condition: "the oil production rate on the specified date is less than the "maximum allowable current oil production rate" specified by the user and the potential for oil production is less than the "maximum allowable potential" specified by the user", in case of non-fulfillment, the following condition is checked according to the specified condition well in sort order. Then the conditions are checked: the oil production rate on a given date is less than the "maximum allowable current oil production rate" specified by the user and the oil production potential is less than the "maximum allowable potential" specified by the user. If this condition is met, the considered well is proposed to be shut down, and if it is not fulfilled, they move on to the next well and return to checking the condition: "the operating time of the well is more than one day, the oil flow rate on a given date is greater than zero, and the fluid flow rate on a given date is greater than zero" . After that, the considered well is proposed for shutdown, and the condition is checked - the sum of the flow rates of all wells proposed for shutdown is greater than or equal to the target production reduction specified by the user. If the condition is met, the algorithm terminates. In case of non-fulfillment, they move on to the next well and return to checking the condition: "the operating time of the well is more than one day, the oil flow rate on the given date is greater than zero and the liquid flow rate on the given date is greater than zero." And then sequentially perform the described actions. The block diagram of the described algorithm is shown in Fig. 2.
ПримерExample
1. Расчет оптимальных показателей скважин производят по известному алгоритму, изложенному в изобретении RU 2614338(13) C1: 1. The calculation of the optimal well performance is carried out according to the well-known algorithm set forth in the invention RU 2614338(13) C1 :
- осуществляют поиск влияющих нагнетательных скважин для каждой добывающей скважины, во-вторых, создают обучающую выборку для адаптации прокси-модели на дебит жидкости и долю нефти, - search for influencing injection wells for each production well, secondly, create a training sample to adapt the proxy model to the fluid flow rate and oil fraction,
- адаптаптируют прокси-модели на дебит жидкости и долю нефти добывающей скважины в зависимости от приемистостей влияющих на нее нагнетательных скважин (минимизация между фактическими и расчетными дебитами жидкостями/долями нефти осуществляется градиентным методом с постоянным шагом с применением барьерных функций), - adapt the proxy models for the liquid flow rate and the oil fraction of the production well, depending on the injectivity of the injection wells affecting it (minimization between the actual and calculated fluid flow rates/oil fractions is carried out by the gradient method with a constant step using barrier functions),
- получают функции суточной добычи нефти добывающей скважины с добавлением в нее настроечных параметров дебита жидкости и доли нефти, определенных на этапе адаптации прокси-модели, - the functions of the daily oil production of the producing well are obtained with the addition of the tuning parameters of the liquid flow rate and the oil fraction, determined at the stage of adaptation of the proxy model, to it,
- задают ограничения на приемистости нагнетательных скважин (ограничение равенство - перераспределение объемов закачки, ограничения неравенства - на минимальные и максимальные значения закачки), - set limits on the injectivity of injection wells (equality constraint - redistribution of injection volumes, inequality constraints - on the minimum and maximum injection values),
- определяют оптимальные режимы работы нагнетательных скважин для обеспечения максимальной суточной добычи нефти по месторождению в целом (максимизация добычи нефти осуществляется градиентным методом с постоянным шагом с применением барьерных функций).- determine the optimal operating modes of injection wells to ensure maximum daily oil production in the field as a whole (maximization of oil production is carried out by a gradient method with a constant step using barrier functions).
- рассчитывают оптимальные режимы работы добывающих скважин: дебиты жидкости, дебиты нефти, обводненности. (таблица 1)- calculate the optimal operating modes of production wells: liquid flow rates, oil flow rates, water cut. (Table 1)
2. Определяют потенциал по дебиту нефти и сортируют скважины с помощью многоуровневой сортировки2. Determine the potential for oil production and sort wells using multi-level sorting
Определяют потенциал по дебиту нефти путем вычитания текущего дебита нефти из оптимального.The oil production potential is determined by subtracting the current oil production from the optimal one.
В таблице произведена сортировка скважин по текущим показателям: во-первых, по обводненности от большей к меньшей, далее, в случае равных обводненностей (например, скважины №№ 2 и 3) сортируются по дебиту жидкости от меньшего к большему.In the table, the wells are sorted according to current indicators: firstly, by water cut from higher to lower, then, in the case of equal water cuts (for example, wells No. 2 and 3), they are sorted by fluid flow rate from lower to higher.
3. Определяют группу скважин-кандидатов для остановки3. Determine a group of candidate wells for shutdown
Для примера рассмотрим случай, в котором необходимо сократить добычу жидкости на 2 600 т/сут. Зададим максимально допустимый дебит нефти 5 т/сут.For example, consider a case in which it is necessary to reduce fluid production by 2,600 tons/day. Let's set the maximum allowable oil flow rate of 5 tons/day.
По скважинам из таблицы 2 складывают текущие дебиты жидкости (столбец 3) в порядке, указанном в таблице 2. Дебит жидкости скважин, потенциал по дебиту нефти которых больше или равен 1 т/сут (столбец 8 таблица 2), не добавляется к общей сумме, данные отражены в столбце 9 таблицы 3. Целевое сокращение непроизводительных отборов жидкости достигается при остановке 7 скважин №№ 1, 2, 3, 5, 6, 7, 9.For wells from table 2, the current fluid flow rates are added (column 3) in the order indicated in table 2. The fluid flow rate of wells whose oil production potential is greater than or equal to 1 t/day (column 8 of table 2) is not added to the total amount, the data is shown in column 9 of table 3. The target reduction in unproductive fluid withdrawals is achieved by shutting down 7 wells Nos. 1, 2, 3, 5, 6, 7, 9.
Для сокращения непроизводительных отборов жидкости на 2600 т/сут предлагают остановку 7 скважин №№ 1, 2, 3, 5, 6, 7, 9.To reduce unproductive fluid withdrawals by 2600 tons / day, it is proposed to stop 7 wells No. 1, 2, 3, 5, 6, 7, 9.
Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает достижение поставленной задачи, так как рекомендуемые к остановке скважины являются самыми обводненными в текущих условиях, а также имеют минимальный потенциал по дебиту нефти.Thus, the proposed method ensures the achievement of the set task, since the wells recommended for shutdown are the most watered in the current conditions, and also have the minimum potential for oil production.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2793536C1 true RU2793536C1 (en) | 2023-04-04 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2072031C1 (en) * | 1993-11-10 | 1997-01-20 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for exploration of multi-seam oil deposit with reservoirs of different structure type |
| WO2013066358A2 (en) * | 2011-11-03 | 2013-05-10 | Bp Corporation North America Inc. | Statistical reservoir model based on detected flow events |
| RU2482268C1 (en) * | 2011-10-07 | 2013-05-20 | Виктор Иванович Гапетченко | Recovering method of working condition of gas-oil production well with horizontal and/or subhorizontal end during operation, and technological complex for method's implementation |
| RU2614338C1 (en) * | 2015-12-25 | 2017-03-24 | Закрытое акционерное общество "Тюменский институт нефти и газа" (ЗАО "ТИНГ") | Method of real-time control of reservoir flooding |
| RU2620100C1 (en) * | 2016-02-12 | 2017-05-23 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Method of searching for problem wells of oil deposit for performing their stimulation by methods of bottom-hole treatment or fracturing |
| RU2715593C1 (en) * | 2019-09-28 | 2020-03-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский институт нефти и газа" (ООО "ТИНГ") | Method of operative control of water flooding of formations |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2072031C1 (en) * | 1993-11-10 | 1997-01-20 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for exploration of multi-seam oil deposit with reservoirs of different structure type |
| RU2482268C1 (en) * | 2011-10-07 | 2013-05-20 | Виктор Иванович Гапетченко | Recovering method of working condition of gas-oil production well with horizontal and/or subhorizontal end during operation, and technological complex for method's implementation |
| WO2013066358A2 (en) * | 2011-11-03 | 2013-05-10 | Bp Corporation North America Inc. | Statistical reservoir model based on detected flow events |
| RU2614338C1 (en) * | 2015-12-25 | 2017-03-24 | Закрытое акционерное общество "Тюменский институт нефти и газа" (ЗАО "ТИНГ") | Method of real-time control of reservoir flooding |
| RU2620100C1 (en) * | 2016-02-12 | 2017-05-23 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Method of searching for problem wells of oil deposit for performing their stimulation by methods of bottom-hole treatment or fracturing |
| RU2715593C1 (en) * | 2019-09-28 | 2020-03-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский институт нефти и газа" (ООО "ТИНГ") | Method of operative control of water flooding of formations |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109255134B (en) | Method for acquiring fault condition of pumping well | |
| KR101904278B1 (en) | Method for decline curve analysis according to cumulative production incline rate in unconventional gas field | |
| CN112561356A (en) | Comprehensive evaluation method for production dynamic mode and productivity of shale oil fracturing horizontal well | |
| Adejumo et al. | The effects of remittance inflows on exchange rates in Nigeria | |
| CN109083641A (en) | Measure job execution effect evaluation method in a kind of underground workover treatment | |
| RU2793536C1 (en) | Method of reduction of drainage of liquid produced along with oil | |
| Alimkhanov et al. | Application of data mining tools for analysis and prediction of hydraulic fracturing efficiency for the BV8 reservoir of the Povkh oil field | |
| CN109214022A (en) | A kind of individual well can adopt the method for building up and exploration project reserves index prediction technique of changing rule dynamic model | |
| CN109779622B (en) | Method and device for characterizing low-efficiency water injection zone of oil reservoir in ultrahigh water cut period | |
| RU2521245C1 (en) | Control method of oil pool development | |
| US20230229981A1 (en) | Star rating management method and system for deployment and implementation of gas field development wells | |
| Webb | Toward more accurate macroeconomic forecasts from vector autoregressions | |
| CN113052374B (en) | Data-driven intelligent prediction method for casing loss depth of oil well | |
| Eder et al. | Sustainable development of resource regions on the declining stage of production: innovative technologies and economic efficiency | |
| Pyo | Labor productivity and a test of the Kaldor-Verdoorn law in East Asia | |
| CN113586041A (en) | Method for generating steam distribution plan of heavy oil well | |
| Shevchenko et al. | Rapid assessment of perfect time for transferring wells to water injection for pressure maintenance in low-permeable sediments of Tyumen suite of LLC «RN-Uvatneftegas» oilfields | |
| San Matías et al. | Some Modifications of the Classical Pre‐control Technique | |
| CN117495206B (en) | Gas well drainage and production process well selection method based on artificial intelligence algorithm | |
| Jha et al. | Statistical and machine learning methods help us identify analogous wells for enhanced type well construction | |
| RU2498054C1 (en) | Method of oil-field development with maintenance of oil level production by means of forced mode usage at closing stage | |
| CN107239668B (en) | Numerical control grinding machine hydraulic system fault tree analysis method based on breakpoint model | |
| AL-Maliki | An investigation of the optimum separation conditions in the Degassing stations of one of southern Iraqi oil Field | |
| Burakov | Elasticity of energy intensity on a regional scale: An empirical study of international trade channel | |
| RU2794832C1 (en) | Method of regulating the development of oil fields |