Аппаратурно-методический комплекс для термогидродинамических исследований пологих и горизонтальных скважин тема автореферата и диссертации по физике, 01.04.14 ВАК РФ

На правах рукописи

ФЕДОРОВ ВЯЧЕСЛАВ НИКОЛАЕВИЧ

АППАРАТУРНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ДЛЯ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПОЛОГИХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Специальность: 01.04.14 «Теплофизика и теоретическая теплотехника», 25.00.10 «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Уфа-2004

Работа выполнена в Сургутском научно-исследовательском и проектном институте нефтяной промышленности «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургу-нефтегаз».

Наутаьш квжупкгакк доктор технических наук,

профессор Валиуллин Р.А.

Официальные оппоненты: доктор физико-математических

наук, профессор Кислицын А.А.

доктор технических наук, профессор Сапельников В.М.

доктор технических наук Дворкин В.И.

Ведущая организация: Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти ТатНИПИнефть ОАО«Татнефть», г.Бугульма, ул.М.Джалиля, 32.

Защита состоится « 23 » декабря 2004 года в 15 часов на заседании диссертационного совета Д212.013.04 при Башкирском государственном университете по адресу: 450074, г.Уфа, ул.Фрунзе 32, физический факультет.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Башкирского государственного университета.

Автореферат разослан ноября 2004 г.

Ученый секретарь диссертационного совета д.ф.-м.н.

Шарафутдинов Р. Ф.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Ввод в разработку большего числа месторождений с трудно извлекаемыми запасами, которые до настоящего времени разрабатывать было не рентабельно, обуславливает применение новых технологий и методов увеличения нефтеотдачи. В частности, реализуются принципиально новые системы разработки месторождений с применением пологих, горизонтальных, разветвленно-горизонтальных скважин, стволы которых проведены в пластах с настолько высокой анизотропией, что их необходимо рассматривать в качестве самостоятельных объектов разработки (как многопластовые объекты). В условиях сложного строения пласта с существенно неоднородными фильтрационными свойствами особую роль приобретают термо- и гидродинамические методы контроля разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений.

Важной задачей является определение работающих интервалов ствола скважины. Традиционные подходы здесь мало эффективны, поэтому разработка новых технологий является актуальной задачей. Эта проблема приобретает особую актуальность применительно к анализу разработки слож-нопостроенных, низкопроницаемых коллекторов, поскольку оценить область пласта, охваченного выработкой, без знания фактического интервала притока невозможно. Без ответа на вопрос определения работающей длины ствола невозможно решить задачу оптимизации профиля и длины ГС в конкретных геологических условиях.

При геофизических исследованиях вертикальных скважин в промысловой практике широкое применение находят термодинамические методы исследования (термометрия). Но для решения задач в горизонтальных скважинах прямой перенос этих методов исследований невозможен.

В настоящее время не разработаны методы гидродинамических исследований, направленные на изучение фильтрационных параметров неоднородных пластов по протяженности ствола скважины. Известные геофизические и гидродинамические исследования проводятся, в настоящее время, на объектах с температурами до 125°С и давлениями до 30 - 60 МПа. На месторождениях, где пластовая температура достигает 200 - 300°С, а давление до 500—700 ат (пласты Баженовских отложений Западной Сибири, Малгобекское (Чечня, Ингушетия), Сангачалы и Кюрсянгя (Азербайджан) и др., практически не проводятся даже простейшие исследования.

В связи с этим актуальной задачей является разработка методических основ обработки, интерпретации и технологии термогидродинамических исследований скважин на основе новых диагностических признаков, характеризующих термодинамические эффекты, проявляющиеся в скважине при

^ РОС. НАЦИОНАЛЬНА!

•ИМИОТСКА

неустановившихся режимах работы (дроссельный эффект, эффект адиабатического расширения и сжатия, калориметрический эффект), а также геофизических приборов для реализации промысловых термогидродинамических исследований в условиях высоких пластовых температур.

Цель работы заключается в разработке аппаратурно-методического комплекса для термогидродинамических исследований анизотропного пласта, дренируемого горизонтальными и пологими скважинами при совместной разработке пластов для обеспечения контроля разработки, построения и информационного обеспечения постоянно-действующих геолого-гидродинамических моделей.

Основные задачи исследований:

1. Выявление основных закономерностей проявления термодинамических эффектов на границе системы пласт-скважина методами математического моделирования полей температуры и давления в окрестности горизонтальной скважины при нестационарной, неизотермической фильтрации пластового флюида.

2. Лабораторные исследования термодинамических эффектов (адиабатического расширения и сжатия, баротермического коэффициента) для пластовых жидкостей месторождений Западной Сибири. Изучение закономерности изменения адиабатического эффекта от термобарических условий залегания пласта.

3. Разработка методики обработки и интерпретации результатов термогидродинамических исследований скважин.

4. Проведение анализа известных технологий исследования пологих и горизонтальных скважин, методов доставки средств измерения в горизонтальные скважины, методов обработки термо- и гидродинамических исследований скважин для определения фильтрационных параметров продуктивного пласта и определения продуцирующих интервалов, а также анализа известных средств измерения и преобразователей сопротивления рези-стивных датчиков с точки зрения комплексирования преобразуемых параметров и достижения инвариантности к влиянию параметров линии связи как для скважинных температурных условий до 120°С, так и для высокотемпературной среды (свыше 200°С).

5. Разработка технологии исследования горизонтальных и пологих скважин, включающей доставку и размещение комплексных приборов в изучаемом интервале ствола скважины, обоснование метрологических характеристик используемых приборов, обоснование способа вызова притока исследуемой скважины на основе результатов моделирования нестационарных полей температуры и давления.

6. Разработка термостойких преобразователей сопротивления рези-

стивных датчиков комплекса параметров с использованием двухпроводной линии связи, основанных на новом методе повышения информативности преобразователей, использующем многофункциональность некоторых ре-зистивных датчиков.

7. Исследование метрологических характеристик двухпроводных преобразователей резистивных датчиков комплекса параметров и разработка способа алгоритмической коррекции температурной погрешности результатов преобразования.

Методы исследования. Теоретические и экспериментальные исследования, численное моделирование с применением конечно-разностных методов и расчетов на ЭВМ, обобщение и анализ публикаций отечественных и зарубежных ученых, анализ и интерпретация данных лабораторных и скважинных экспериментов, промысловых исследований.

Научная новизна.

1. Теоретически и экспериментально установлено, что сравнительный анализ величины адиабатического и дроссельного эффектов при нестационарных режимах фильтрации в окрестности ствола скважины позволяет выделить интервалы притока пластового флюида. Изменение температуры в неработающем интервале ствола скважины характеризуется проявлением адиабатического эффекта.

2. Установлено, что значения адиабатического коэффициента для пластовых нефтей Западной Сибири лежат в диапазоне 0,044-0,052 К/МПа, для пластовых вод — 0,013-0,016 К/МПа. Значение адиабатического коэффициента для пластовой воды слабо зависит от минерализации (максимальный разброс адиабатического коэффициента для пластовой воды с различной минерализацией составляет 19 %. Адиабатический коэффициент для нефтей и пластовых вод линейно зависит от температуры, при этом для нефтей Западной Сибири угол наклона прямых практически одинаков, а для пластовых вод угол наклона в 1,1 раза больше чем для нефтей.

3. Впервые предложена технология термогидродинамических исследований горизонтальных скважин и скважин, вскрывших многопластовые объекты, базирующаяся на использовании одновременных замеров давления и температуры в нескольких (произвольное количество) фиксированных точках, расположенных в различных участках ствола скважины, позволяющих исключить влияние нестационарности теплового поля в исследуемых интервалах.

4. Сформулированы принципы проектирования термостойкой комплексной геофизической аппаратуры и обоснованы с позиции теории инвариантности методы преобразования и сопротивления комплекса резистив-ных датчиков. Разработаны и исследованы общие структуры двухпровод-

ных преобразователей, в которых дополнительные каналы преобразования формируются изменением параметров двухполюсников на входе канала преобразования, вариацией амплитуды сигнала воздействия и их комбинацией.

5. Исследовано влияние температуры контролируемой среды, параметров линии связи, не идеальность элементов, количество и взаимное влияние комплексируемых параметров на погрешность измерения. Определены условия для ограничения числа комплексируемых параметров. Разработан способ алгоритмической компенсации температурной погрешности преобразования.

Основные защищаемые положения.

На защиту выносится совокупность теоретических и экспериментальных разработок, методических, технических и технологических решений и рекомендаций, обеспечивающих реализацию технологии термогидродинамических исследований скважин, а именно:

1. Результаты лабораторных исследований термодинамических коэффициентов - Джоуля-Томсона, адиабатического сжатия (расширения).

2. Технология проведения промысловых термогидродинамических исследований горизонтальных скважин и скважин, эксплуатирующих многопластовые объекты.

3. Способ одновременного измерения двух параметров скважины (температуры и давления), используя интегральный мостовой (полумостовой) тензорезисторный датчик давления, по двухпроводной линии связи.

4. Разработка и исследование двухпроводной термостойкой геофизической аппаратуры для регистрации комплекса параметров.

5. Исследование метрологических характеристик двухпроводной комплексной геофизической аппаратуры; способ компенсации температурной погрешности преобразования комплекса скважинных параметров.

6. Методика обработки и интерпретации результатов термогидродинамических исследований скважин.

7. Разработка и внедрение комплексных геофизических приборов ТЕСТ-4, ТЕСТ-6.

Практическая значимость работы.

1. Автором разработана технология термогидродинамических исследований горизонтальных и пологих скважин при совместной разработке пластов, основанная на многодатчиковой регистрации нестационарных термо- и гидродинамических полей в окрестности ствола скважины, включающая способ доставки произвольного количества комплексных приборов в исследуемый интервал ствола скважины, способ возбуждения скважины, приборное обеспечение, методику обработки результатов исследований и

позволяющая повысить информативность промысловых исследований при существенном сокращении времени простоя скважины (Свидетельство на полезную модель № 26326).

2. Разработан и внедрен в производство РД 5753490-038-2003 «Методическое руководство по определению работающих интервалов горизонтальных скважин с использованием «гирлянды» автономных приборов и эжекторного пластоиспытателя». Годовой экономический эффект от внедрения РД 5753490-038-2003 по ОАО "Сургутнефтегаз" составил 8717 тыс. рублей.

3. Предложено решение проблемы измерения комплекса глубинных параметров (температуры, аномалий температуры, давления, притока, удельного сопротивления жидкости, диаметра и др.) в высокотемпературных (до 300 °С) скважинах.

4. Разработан способ одновременного преобразования (в течение одного цикла) двух параметров скважины, в частности, температуры и давления, используя интегральный мостовой (полумостовой) тензорезисторный датчик давления, по двухпроводной линии связи, в котором используется получение дополнительной информации изменением структуры двухполюсника (А. С. 1441315, 1589781,1748481, патент 2088942).

5. Предложены новые преобразователи сопротивления комплекса ре-зистивных датчиков, защищенные авторскими свидетельствами №№ 1201691, 1270585, 1399647,1506297, 1520238.

6. Разработаны геофизические приборы для измерения комплекса параметров ТЕСТ-4, ТЕСТ-6, которые аттестованы ведомственной комиссией и переданы в постоянную эксплуатацию для проведения геофизических исследований в парогидротермальных скважинах. Фактический годовой экономический эффект от внедрения комплексного прибора ТЕСТ-4 составляет 777,6 тыс. рублей в ценах 1990 года (3646,94 тыс. рублей в действующих ценах).

Результаты проведенных исследований и разработки, выполненные по теме диссертации, нашли применение на нефтяных и нефтегазовых месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», парогидротермальном месторождении Камчатки.

Апробация работы.

Основное содержание и результаты работы докладывались и обсуждались на конференции «Актуальные проблемы нефти и газа» (Уфа, 1984); всесоюзной конференции «Комплексная автоматизация и создание АСУТП в бурении, добыче, транспорте нефти и газа» (Москва, 1985); Поволжской студенческой научно-технической конференции «Радиоэлектроника в народном хозяйстве» (Пенза, 1986); республиканской научно-технической

конференции «Вузовская наука - научно-техническому прогрессу» (Уфа, 1986); международном симпозиуме «Метрология геофизических исследований» (Уфа, 2000); IV Международной конференции по горизонтальному бурению (Ижевск, 2001); научно-технической конференции «Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки», посвященной 90-летию со дня рождения В.И. Муравленко (Тюмень, 2002); четвертой международной научно-практической конференции «Освоение ресурсов трудно извлекаемых и высоковязких нефтей» (Анапа, 2003); международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири», посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета (Тюмень, 2003); форуме исследователей скважин «Современные гидродинамические исследования скважин» (Москва, АНХ при Правительстве РФ, 2003); научно-практической конференции «Геофизические и нефтепромысловые методы исследования скважин в комплексе с сейсморазведкой для построения и сопровождения геологических моделей залежей нефти и газа» (Москва, ЦГЭ, 2004); Российско-европейском семинаре «Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации» (Тюмень, 2004); 3-ей научно-практической конференции «Комплексная автоматизация диагностики и гидродинамических исследований скважин: теория, практика и перспективы» (Томск, 2004); 3-ем научном симпозиуме «Высокие технологии в промысловой геофизике» (Уфа, 2004).'

Публикации

По теме диссертации опубликованы 57 печатные работы, в том числе 11 авторских свидетельств на изобретения и патентов РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа изложена на 325 страницах машинописного текста, в том числе содержит 29 таблиц, 112 рисунков. Состоит из введения, 6. глав, основных выводов, списка литературы, приложений. Список литературы включает 317 наименования.

Благодарности.

Автор выражает глубокую признательность д.т.н., проф. Коловертнову Ю.Д. за консультации в области разработки термостойкой геофизической аппаратуры, д.т.н., проф. Валиуллину Р.А. за консультации в области контроля разработки нефтяных месторождений термическими методами, д.ф.-м.н. Шарафутдинову Р.Ф. за консультации в области теории тепло- и массопереноса, а также к.т.н. Рамазанову А.Ш., к.т.н. Лушпеевой О.А., к.т.н. Мешкову В.М. за полезные обсуждения работы.

Автор благодарен специалистам ОАО «Сургутнефтегаз» за содействие во внедрении разработок на предприятии.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и задачи, используемые методы исследований, показаны научная новизна и практическая значимость, приводятся основные результаты работы и защищаемые положения.

В первой главе выполнен анализ современного состояния термо- гидродинамических исследований скважин на основе обзора известных технологий и методик обработки результатов при неизотермической фильтрации пластовых флюидов.

Для проектирования, регулирования и контроля разработки нефтяного месторождения необходимо иметь данные о фильтрационных параметрах продуктивных коллекторов, разрабатываемых системой горизонтальных и пологих скважин. При получении расчетных формул дебита таких скважин обычно исходную пространственную задачу заменяют решением двух плоских задач. Данный подход характерен для работ П.Я.Полубариновой - Ко-чиной (1956г.), В.П.Табакова (1961г.), В.П.Меркулова (1958, 1960г.г.), Ю.П.Борисова - В.П.Пилатовского (1964г.), F.MGiger (1985г.), S.D. Joshi (1991г.), MJ.Economides (1991г.), СА Ehlig-Economides (1988г.), D.K.Babu - AS.Odeh (1989г.) и др. При неустановившейся фильтрации поток к горизонтальной скважине также приводится к плоским фильтрационным потокам, которые проявляются при исследовании скважин. Данный подход характерен для методик RA.Goode - R.K.M.Thambynaygam (1987г.), AS.Odeh -D.K.Babu (1990г.), E.J.Kuchuk - G.J.Lichtenberger (1995г.).

Для получения достоверной информации о фильтрационных параметрах при обработке кривых восстановления давления (КВД) горизонтальной скважины необходимо использовать эффективную длину горизонтального ствола, которую многими исследователями предлагается определять методами термометрии.

В отечественных публикациях большое внимание уделено задачам термических методов при контроле за разработкой нефтяных месторождений. Этому направлению посвящены работы Я.Н. Басина, Р.А. Валиуллина, Г.Г. Вахитова, В.Н. Дахнова, И.Л. Дворкина, М.И. Кременецкого, Ю.В. Ка-пырина, Б.Б. Лапука, А.И. Маркова, Н.Н. Непримерова, В.Ф. Назарова, М.А Пудовкина, Р.А. Резванова, А.Ш. Рамазанова, Е.В. Теслюка, Г.Ф. Тре-бина, Э.Б. Чекалюка, Р.Ф. Шарафутдинова, А.И. Флиппова, Б.А Яковлева и др. Отмечается, что теория тепло- и массопереноса применительно к задачам скважинной термометрии для многофазных потоков разработана достаточно хорошо, однако для нестационарных полей температуры и давления в окрестности пологих и горизонтальных скважин прямой перенос из-

вестных решений невозможен.

В задачах скважинной термометрии на формирование температурного поля основное влияние оказывают процессы дросселирования, расширения/сжатия, разгазирования, кристаллизации, смешивания потоков, кон-дуктивный и конвективный теплоперенос. Представление о роли указанных факторов в механизме тепло- и массопереноса неизотермической фильтрации дается в обзоре экспериментальных и теоретических работ, а также экспериментальных данных, полученных при участии автора. Приводится краткий анализ известных работ по определению коэффициента Джоуля-Томсона, адиабатического коэффициента для жидкостей и газов (среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона для нефти составляет да 0,4 К/МПа, для метана при 293 К ~ 4 К/МПа. Значения адиабатического коэффициента для воды ~ 0,02 К/МПа, для нефти да 0,04 К/МПа). Определен круг решаемых задач термо- гидродинамическими исследованиями скважин и обоснована объективная необходимость развития этого вида исследований.

Во второй главе описана математическая модель поля давления с учетом силы тяжести и температуры с учетом Джоуля-Томсона, адиабатического эффекта для анизотропного пласта, вскрытого горизонтальной скважиной.

Для приведения прямой задачи распределения температурного поля и поля давления в пласте при нестационарном режиме фильтрации к конечному виду - параметрам температуры и давления в точке регистрации прибором в стволе скважины, полученное численное решение дополнено модельным описанием термобарических процессов в стволе скважины. При этом полагается, что текущее значение давления в стволе скважины для расчетной схемы, приведенной на рисунке 1, одинаково по всему горизонтальному стволу, т.е. пренебрегаются потери давления на трении. Это допущение основано на том, что при эксплуатации горизонтальных скважин в низкопродуктивных коллекторах скорость движения флюида в стволе скважины мала (0,454*10-3 мЗ/с - 1,3*10-3 мЗ/с) или 39,2 м3/сут - 120 м3/сут и потери давления (депрессии) на трение составляют величину меньше чувствительности приборов (0,0002 атм). При проведении многочисленных промысловых экспериментов изменение депрессии по стволу не удалось зарегистрировать даже очень чувствительными приборами (PPS, Kuster K8, К10). Изменение абсолютного давления по стволу скважины связано с геометрией ствола при отклонении от горизонтали, т.е. с гидростатической составляющей.

Для случая а) (рис. 1) температурное поле в стволе скважины описывается одномерным нестационарным уравнением

а/ дх * т

а

-(Г-Т^ + т}

д1

(1)

РфяСфл

Здесь введены следующие обозначения: О'

лгсг *Ь

удельный дебит притекающего в скважину флюида, 1/с; () —дебитскважины, м3/с; гс - радиус скважины, м; L - длина горизонтального участка скважины, м; Ь], Ь} - координаты работающих интервалов; р- давление; х - линейная координата, м; Тт - температура в пласте, К; рфД - плотность флюида, кг/м3; Сфл - удельная теплоемкость флюида., Дж/(кг*К); г) - адиабатический коэффициент, °С/МПа; Рскв— давление в скважине, Па; V -скорость движения флюида в стволе скважины, м/с; Т- температура в скважине, К; а - коэффициент теплообмена между скважиной и горной породой, Тгеот - геотермическое распределение температуры вдоль ствола горизонтальной скважины, К; /-время.

Рис. 1 - Расчетная схема определения температуры и давления по стволу

скважины

Уравнение (1) дополняется начальными и краевыми условиями для скважины: Т(х,0)=Т(х); Г(0,0=1(0); V (0,0=0.

По результатам теоретических и экспериментальных исследований термогидродинамических полей в системе «горизонтальная скважина -пласт» термодинамические процессы в неработающем интервале ствола

скважины характеризуются адиабатическим сжатием, в работающем интервале - дроссельным и калориметрическим эффектами.

На основании результатов моделирования (рис. 2) термогидродинамических процессов в стволе скважины выделены термодинамические эффекты, оказывающие влияние на формирование температурного поля в скважине, и определены термодинамические признаки, диагностирующие наличие или отсутствие притока жидкости из пласта в скважину.

Приведены результаты расчета формирования температурного поля при различных режимах работы скважины, которые сопоставлены с экспериментальными исследованиями действующих горизонтальных скважин. На примере скважины 102Гр видно, что кривая изменения температуры, зарегистрированная в зумпфе скважины (кривая 1, рис. 2) хорошо описывается модельной кривой (кривая 2, рис. 2), полученной для случая отсутствия дроссельного эффекта и конвективного тепломассопереноса. Кривая температуры 3, зарегистрированная термометром, установленным в продуцирующем интервале горизонтального ствола скважины, описывается с высоким совпадением модельной кривой 4 (рис. 2), полученной при проявлении дроссельного эффекта без учета калориметрического смешивания.

Рис. 2 — Сравнениерезультатов инструментальных измерений и моделирования температуры в скважине 102Гр Тончинского месторождения при наличии и отсутствии притока

Проведен анализ результатов моделирования влияния характера изменения давления в скважине на тепловое поле адиабатического эффекта. Определены требования к режимам изменения забойного давления для реализации методики определения работающих интервалов в стволе горизонтальной скважины на основе использования термодинамических эффектов.

На основе данного анализа, и учитывая результаты опытных работ на скважине, сделан вывод о необходимости использования для вызова притока струйных насосов, позволяющие отсекать продуцирующий интервал, минимизируя влияние ствола скважины.

Представлены результаты лабораторных определений коэффициентов адиабатического расширения для пластовых жидкостей ряда месторождений Среднего Приобья. Для этого разработана экспериментальная установка, обеспечивающая мгновенное (длительностью менее 1 с) снижение давления с регистрацией изменения температуры и условие отсутствия теплообмена между исследуемой жидкостью и окружающей средой. По каждому образцу исследуемой жидкости проведены замеры на нескольких циклах при различных значениях давления. Некоторые экспериментальные значения коэффициента адиабатического расширения сведены в таблицу 1.

Анализируя результаты проведенных исследований можно сделать ряд выводов. Величина адиабатического коэффициента для исследованных нефтей находится в диапазоне от 0,024 до 0,0521 К/МПа. При этом нефти различных эксплуатационных объектов Верхне-Ляминского (пласт ЛС12 и ЮСо) месторождения отличаются на 17% и имеют значения адиабатического коэффициента, соответственно, 0,0442 и 0,0517 К/МПа. Значение коэффициента адиабатического расширения для нефтей в 2-4 раза превышает значения для пластовой воды. При подобном отличии в значениях адиабатического коэффициента для нефтей различных эксплуатационных объектов возникает необходимость их определения для повышения достоверности интерпретации работающих интервалов по стволу скважины. Зависимость адиабатического коэффициента жидкостей от температуры прямолинейна. Угол наклона прямой зависит от типа жидкости (рис. 3). Зависимости адиабатического коэффициента для нефтей различных месторождений от температуры параллельны и имеют единый уклон. При инструментальной погрешности средства измерения температуры и давления 0,25% (для комплексного прибора АМТ-08 по каждому измеряемому параметру) диапазон изменения коэффициента адиабатического расширения для каждой экспериментальной точки (рис. 3) не превышает ± 0,00125 С°/МПа, что не перекрывает диапазон изменения исследуемого параметра для различных нефтей, обусловленного погрешностью измерения и вычисления. Зависимости адиабатического коэффициента характеризуют различия термодина-

мических свойств пластовых нефтей.

Таблица 1 - Экспериментальные значения адиабатического коэффициента для жидкостей_

Месторождение

Пласт Флюид

«Св ч

а

МН&

ДоО

Средний коэффициент адиабатического расширения, К/МПа

Верхне-Ляминский

Нефть

2715,02726,0

0,044

Верхне-Ляминский

Нефть

2732,0 -2757,0

0,051

Южно-Сурьюганская

Нефть

2683,0 -2690,0

Западно-Камынское

Пластовая вода

2532,0 -2537,5

0,024

0,012

Западно-Сургутское

Пластовая вода

2088,0 -2090,0

0,015

Западно-Сургутское

Пластовая вода

2746,0 -2748,0

0,013

Шимкюганская

Нефть

30423100

0,030

Пресная

вода

0,013

Дистиллирован-ная вода

0,015

7

8

9

Результаты математического моделирования и лабораторных исследований позволили сформулировать следующие требования к технике и технологии термогидродинамических исследований скважин:

1. Изучение нестационарных термогидродинамических полей должно осуществляться одновременно в по всему участку ствола скважины, проведенного в продуктивном интервале.

2. Приборы должны обеспечивать одновременную регистрацию (в пределах одного цикла измерения) минимум двух физических параметров —

температуры и давления.

3. Обработка результатов термогидродинамических исследований должна базироваться на сравнительном анализе термодинамических характеристик, формирующих кривую температуры, при одновременном учете текущего давления (депрессии), зарегистрированного тем же прибором в той же точке в тот же момент времени.

4. Для проявления адиабатического эффекта в скважине необходимым условием является «мгновенный» характер изменения давления.

5. Комплексный измерительный прибор должен иметь чувствительность по измеряемым параметрам, обеспечивающую регистрацию изменения температуры не хуже 0,01°С, давления - не хуже 0,002 МПа.

6. Датчики комплексного прибора должны иметь минимальный «собственный шум» и у них должны отсутствовать «гистерезис» и вариация градуировочной характеристики.

Рис. 3 - Зависимость адиабатического коэффициента жидкостей от температуры: I - Южно-Суръюганская площадь; 2 - Шимкюганская площадь; 3 - дистиллированная вода

В третьей главе приведен анализ комплексных автономных, дистанционных приборов, выпускаемых отечественными и зарубежными компаниями, а также измерительных преобразователей комплекса параметров с

применением резистивных датчиков. Выявлено, что для скважинных температур до 125°С освоен выпуск большого числа приборов, удовлетворяющих требованиям по метрологическим характеристикам и чувствительности. Для условий высоких скважинных температур (до 300°С) промышленные термостойкие приборы позволяют измерять только отдельные параметры. Не выявлены измерительные преобразователи комплекса параметров с резистивными датчиками для высокотемпературных скважин. Не исследованы способы измерения нескольких физических величин одним ре-зистивным датчиком, учитывая его функциональную зависимость кроме измеряемого параметра от температуры и давления. Показано, что перспективными являются двухпроводные преобразователи, реализующих многоканальную форму инвариантности, позволяющих комплексировать несколько параметров при максимальном упрощении глубинной части.

Изложены принципы построения инвариантных дистанционных термостойких преобразователей сопротивления резистивного датчика (ПСРД) комплекса параметров на основе основного принципа инвариантности -принципа многоканальности, впервые сформулированного академиком Б.Н.Петровым и основанного на физической реализуемости системы линейно независимых уравнений аналитического описания n+m каналов преобразования (КП):

где - преобразуемые величины; у< - выходная вели-

чина 1 -гоКП;

- неинформативные параметры математической модели

КП.

Разрешимость полной системы уравнений (2) обеспечивается неравенством нулю ее функционального определителя

При выполнении условия (2), система (3) имеет единственное решение относительно каждого преобразуемого параметра

Для аналитического описания КП формализованы параметры лин(и4и) связи (ЛС) и исследуемого двухполюсника, включающего комплекс рези-стивных датчиков, Т - образной эквивалентной схемой с сосредоточенными параметрами. Показано для случая, когда воздействие импульсом тока 1(1) и измерение реакции - падения напряжения осуществляются на входе

ЛС, аналитическая модель КП в общем виде (независимо от структуры и сложности электрической цепи) представляется дробно-рациональной функцией с пятью неинформативными параметрами

где

Рассмотрены частные случаи. Когда исследуемая электрическая цепь (ИЭЦ) пассивна (э.д.с. помехи ЕП1 = ЕП2 =0), аналитическая модель содержит три неинформативных параметра ЛС (2), Ъ^ Ъъ — сопротивление Т-схемы) ига-1 неинформативных параметров, обусловленных влиянием гп-1 резистивных датчиков на ¡-ый КП, а когда отсутствует утечка кабеля - один неинформативный параметр ЛС неинформативных парамет-

ров КП.

Выбор той или иной математической модели зависит от конкретных температурных условий и состояния ЛС. Так в диапазоне температур 0 -250°С целесообразно использование модели КП при Ъ3 —»ос (утечка отсутствует), а при температуре до 300°С необходимо пользоваться моделью (5), так как утечкой кабеля пренебрегать нельзя.

На основе положений теории инвариантности предложен способ преобразования комплекса параметров, использующий многофункциональность резистивных датчиков:

у, = 9, (Мл,»-..ля^); > = 57«) (6)

Если между преобразуемой величиной и возмущающими воз-

действиями или только возмущающими воздействиями существует некоторая зависимость

(7)

то число дополнительных каналов преобразователя комплекса параметров необязательно должно равняться числу возмущающих воздействий. Система, составленная из т+1 функций вида (6), имеет решение относительно преобразуемой величины

в которое не входят неизвестные возмущения

если в функциональном определителе сис-

темы исходных функций (6) минор m-го порядка, содержащий производные функции по переменной АЯ^, отличен от нуля, а все миноры выше

первого порядка, не содержащие производных по , равны нулю.

Указанным условиям удовлетворяют составные резистивные датчики: интегральные мостовые и полумостовые тензорезисторные датчики давления, реохорды датчика диаметра, профиля и. т.п.

Функциональная зависимость активного сопротивления тензорезисто-ров (ТР) мостового (полумостового) интегрального тензодатчика от давления и температуры представима в виде

Л+ (\ + аАТ)(\ + кР)

/Г=Ло Д + аЪХуу-кР) (9)

где - сопротивление ТР, получающих соответственно по-

ложительное и отрицательное приращения сопротивления при увеличении давления Р; Лд, - начальное значение сопротивления ТР при 0°С; ОС -

температурный коэффициент сопротивления ТР; АТ' -приращение температуры; к - коэффициент тензочувствительности.

Решения относительно приращения активного сопротивления ТР в функции давления и температуры соответственно имеют вид

(10)

В работе рассмотрена физическая реализуемость КП с помощью электрических реактивных (конденсаторы и дроссели) и полупроводниковых элементов (диоды и стабилитроны) ключевых элементов, подключенных к датчикам в ГЧ, варьированием сигналом воздействия (током), изменяя его полярность и амплитуду.

Разработанные структуры преобразователей содержат наземную часть, двухпроводную линию связи и глубинную часть. Наземная часть включает в себя источник тока и измерительно-вычислительное устройство. В таблице 2 приведены сведения о некоторых ПСРД.

В четвертой главе рассматриваются методические погрешности разработанных двухпроводных ПСРД комплекса параметров. Погрешности разделены на следующие группы: погрешность преобразования, обусловленная неадекватностью аналитической модели канала преобразования

(КП); погрешности, обусловленные изменением параметров линии связи в течение цикла преобразования; погрешности, обусловленные взаимным влиянием каналов преобразования; погрешности, обусловленные неидеальностью и неидентичностью ключевых элементов; динамические погрешности преобразователей комплекса параметров; погрешность преобразования, обусловленная температурной зависимостью сопротивления рези-стивных датчиков.

Выявлено, что относительная погрешность от неадекватности аналитической модели КП определяется параметрами линии связи и для худшего случая не превышает величины 0,5 %. Погрешность от изменения параметров ЛС в течение цикла преобразования не превышает величины 0,5 %. Максимальная погрешность, обусловленная не идеальностью и не идентичностью ключевых элементов, достигает 1,2 %, а среднее ее значение 0,2 - 0,3 %.

Динамическая погрешность ПСРД комплекса параметров вызвана инерционностью звеньев, изменением сопротивления датчика за цикл преобразования, а также длительностью цикла преобразования и количеством датчиков. Задаваясь допустимой динамической погрешностью, определяется максимальное число резистивных датчиков.

Погрешность, обусловленная температурной зависимостью активного сопротивления резистивных датчиков, может достигать величин более 10%. Известные методы термокомпенсации, основанные на схемотехнических решениях, не могут быть использованы в условиях высоких температур.

Разработанные алгоритмы преобразования позволяют в каждом цикле определять как сопротивление датчиков, функционально зависящих от преобразуемых параметров и температуры, так и сопротивление терморезистора. В этом случае аналитически определяется корректирующий коэффициент термокомпенсации

Ло,«,

где - температурный коэффициент сопротивления соответственно

резистивного датчика и терморезистора; Лд/ - базовое значение сопротивления терморезистора; - текущее значение сопротивления терморезистора, определяемое в цикле преобразования.

Таблица 2 - Алгоритмы двухпроводных преобразователей сопротивления комплекса резистивных датчиков

Результат преобразования произвольного параметра АИП с термо-

компенсацией принимает вид:

ЛЯл

где Я — текущее значение сопротивления резистивного датчика.

В случае существенного различия температурной инерционности ре-зистивного датчика и терморезистора, служащего для термокомпенсации, разработан алгоритм вычисления текущего значения сопротивления в каждом цикле преобразования. В частности, для интегрального мостового тен-зорезисторного датчика давления (полумостового датчика диаметра и др.) в каждом цикле определяется текущее значение сопротивления плеч R1, R2, R3, R4 и, зная их начальные значения К01, R02, R03, R04, определяется температура, при которой находятся резистивные элементы и которая, в общем случае, отлична от температуры исследуемой среды, и давление по следующему алгоритму.

Вычисляются коэффициенты

(ал;-АД;)2

АЯ0+Д/?0. Д=(АД0+М0)г

ДЛ0 - М0 ДД0 - ДЛ0

Затем = ^ — /?4 + _ ^з > = _

Результаты преобразования имеют вид

(13)

т=

КЭ1А-ЯЭ2- В . Яа,

(14)

(ЛЭ1А-ЯЭ2)К0С'

где С = 1 - £

]1эхА-Кэг-В. Яаг.

температурный коэффициент

сопротивления ТР датчика; - температурный коэффициент чувствительности.

Результирующая погрешность разработанных ПСРД комплекса параметров с термостойкостью до 300 °С не превышает 1 %.

В пятой главе на основе сформулированных требований к технологии термогидродинамических исследований проведен обзор и анализ способов доставки приборов в горизонтальную часть ствола скважины, методы возбуждения скважины. Анализ существующих технологий доставки приборов в горизонтальный участок ствола скважины показал несоответствие предъявляемым требованиям надежности и стабильности расположения приборов в стволе, что обусловило необходимость разработки новой технологии. Показано, что условию проявления термодинамических эффектов на забое скважины удовлетворяет способ возбуждения скважины струйными насосами, обеспечивающих создание мгновенной депрессии и отсечение исследуемого интервала ствола скважины пакером.

Рассмотрены термодинамические эффекты (адиабатический, дроссельный и калориметрический), проявляющиеся в пласте и в стволе скважины, а также степень и характер влияния на них различных геологических и технологических факторов. Дроссельный эффект проявляется при стационарном движении пластового флюида в пористой среде. Адиабатическими считаются процессы, при которых за время их существования не происходит заметного теплообмена с окружающей средой. Характер изменения температуры системы вследствие адиабатического эффекта зависит, в первую очередь, от скорости изменения давления.

Особое внимание уделено процессам, происходящим в зумпфе (в случае горизонтальной скважины - дальний участок). При различных конструкциях горизонтального участка (цементируемый хвостовик, либо хвостовик в открытом стволе) в дальней части имеется так называемая «тупиковая» зона, в которой заведомо отсутствует приток жидкости из пласта. Т.е. при кратковременном воздействии на пласт, при исследовании скважины, преобладающим термодинамическим эффектом является адиабатический, а затем определенное влияние оказывает процесс кондуктивного теплообмена. Термодинамические процессы, происходящие в этой зоне, являются основой для сравнения с процессами, протекающими на участках наличия притока пластовой жидкости, при стационарных и нестационарных режи-

мах исследования скважины. Установлено, что регистрация параметров в дальней части горизонтального участка (зумпфе) является обязательным условием для реализации технологии термогидродинамических исследований скважины, проводимых с целью определения работающих интервалов скважины.

Изложена методика термогидродинамических исследований скважин с использованием «гирлянды» автономных приборов, а также алгоритмы планирования, подготовки, обработки и интерпретации результатов исследования горизонтальных скважин и скважин, вскрывших многопластовые объекты. Общая схема реализации данной методики, включающей планирование и выполнение исследований, представима последовательностью операций:

1. Изучение геологического строения изучаемого пласта в зоне проводки скважины:

1.1.особенности геологического строения эксплуатационного объекта в зоне проводки скважины, его фильтрационных параметров по соседним скважинам;

1.2. конструкцию скважины и особенности проводки горизонтального или пологого участка ствола скважины в продуктивном пласте (конструкцию хвостовика).

2. Проектирование количества и мест установки приборов по стволу скважины в интервале исследования.

3. Выбор и обоснование способа вызова притока.

4. Выбор конструкции исследовательского хвостовика.

5. Расчет и анализ прочностных характеристик скважинного оборудования с учетом исследовательского хвостовика.

6. Обоснование максимальной депрессии, длительности воздействия, количества и последовательности режимов.

7. Обоснование дискретности измерений, длительности регистрации температуры и давления. Запуск приборов с синхронизацией по времени.

8. Монтаж и спуск хвостовика с «гирляндой» комплексных приборов в скважину.

9. Вызов притока и поддержание в скважине планируемой депрессии.

10. Подъем скважинного оборудования с исследовательским хвостовиком и считывание информации с приборов.

11. Построение сводных термо- и барограмм. Оценка термодинамических эффектов.

12. Определение градиента температуры вдоль исследуемого интевала ствола скважины в невозмущенном состоянии (при стационарном температурном поле) Г0.

13. Определение работающих интервалов по стволу скважины на основе термодинамических диагностических признаков.

14. Построение сводных графиков производных термо- и барограмм.

15. Построение графика распределения изменения температуры

АГ^ вдоль исследуемого интервала ствола скважины.

16. Определение приращения температуры, вносимого каждым работающим интервалом ствола скважины.

17. Определение коэффициентов долей дебитов к„ вносимых каждым работающим интервалом в суммарный дебит <30, на основе отношения приращения температуры.

18. По производной графика барометрии диагностируется тип фильтрационного потока. Исходная барограмма перестраивается в соответствующих координатах, по которой определяются фильтрационные параметры пласта с учетом неоднородностей (зональной и вертикальной).

Последовательность обработки и интерпретации результатов термогидродинамических исследований на примере скважины 1064 Родникового месторождения:

1. Результатами промысловых исследований являются зависимости: Р|({); Т]^), где I — номер комплексного прибора (рис. 4, рис. 5).

Рис. 4 - сводный график изменения давления по стволу скважины 1064 Родниковогоместорождения, зарегистрированный четырьмя приборами, равномерно расположенных в нефтенасыщенном интервале ствола скважины, при отработке скважины при трех значениях депрессии. 1,2,3,4— номера приборов

Рис 5 - сводный график изменения температуры по стволу скважины 1064 Родникового месторождения, зарегистрированный четырьмя приборами, равномерно расположенных в нефтенасыщенном интервале ствола скважины, при отработке скважины при трех значениях депрессии

2. Вычисляется распределение температуры и давления по исследуемому интервалу ствола скважины: Pi+l(tj)-Pi(tj); Tj+i(tj)-Tj(tj) (где j — номер измерения (момент измерения)).

3. Строится совмещенный график производных (рис. 6) для такта работы скважины dTj/dt, при i=l,2...n, (где п - число приборов), по которым определяется длительность нестационарного режима изменения температуры в окрестности скважины и относительная скорость изменения температуры на каждом интервале ствола скважины.

4. Строится совмещенный график кривых восстановления температуры (рис. 7) в координатах ATj - Igt, на котором по линейной аппроксимации начальных участков определяются углы наклона kj. По отношению коэффициентов kj / kj+] определяется степень участия продуцирующею интервала в общем дебите (объемной или линейной скорости потока, регистрируемой на устье скважины) для случая, если исследуемый интервал продуцирует.

5. На основе сравнительного анализа эффектов баротермического и адиабатического делается вывод о длине продуцирующего i-ra интервала (с точностью до дискретности расстановки приборов по стволу скважины).

Рис. 6-сводный график производных температуры

Рис. 7- кривые восстановления температуры 1 - начальный темп изменения температуры прибора 4 2-начальный темп изменения температуры прибора 3 3,4 - темп изменения температуры приборов 3,4, соответственно, для радиального притока

6. Строится производная давления (рис. 8) по зарегистрированной кривой восстановления давления любого прибора, по которой для каждого участка исходной КВД определяется тип фильтрационного потока. После перестроения исходной кривой в координатах ДР — Igt или ÄP -Vt выделенный на диагностическом графике участок КВД обрабатывается по соответствующим моделям.

Входными данными для определения фильтрационных параметров являются: работающая длина ствола скважины; линейная (объемная) скорость потока пластового флюида к продуцирующему интервалу, определенные по пп. 4-5 методики.

Рис. 8— график производной давления

В шестой главе приведены сведения по практической реализации термостойкой комплексной геофизической аппаратуры ТЕСТ-4 и ТЕСТ-6. Рассмотрены датчики температуры, давления, удельного сопротивления, диаметра скважин, расхода, а также ключевые элементы и геофизические кабели. Указаны технические характеристики и метрологические параметры разработанных приборов. Приведены результаты лабораторных исследований, метрологической аттестаций и промысловых испытаний на скважинах парогидротермального Северо-Мутновского месторождения Кам-

чатки. Результаты метрологической аттестации оказали высокую надежность работы приборов в условиях высоких температур и метрологические характеристики, удовлетворяющие требованиям технического задания на разработку. Фактический годовой экономический эффект от внедрения одного прибора ТЕСТ-4 составил 777,6 тыс рублей в ценах 1990 года (3646,94 тыс. рублей в действующих ценах).

В главе приведены результаты промысловых термогидродинамических исследований в вертикальных (разведочных), горизонтальных и пологих скважинах, вскрывших многопластовые объекты. Все исследования выполнены по многодатчиковой технологии с размещением нескольких комплексных приборов (от двух при исследовании одного пласта с эффективной нефтенасышенной толщиной 2-5 метров, вскрытого вертикальной скважиной, до 18 при исследовании горизонтальной скважины с длиной горизонтального ствола более 500 метров).

Пример размещения шести комплексных автономных приборов по горизонтальному стволу скважины №102гр Тончинского месторождения приведен на рисунке 9.

Рис 9-Профиль ствола скважины№ 102Гр Тончинскогоместорождения с размещенными комплексными автономными приборами1-6

Вызов притока в исследуемых скважинах осуществлялся струйным насосом с пакерованием над продуктивным интервалом ствола

Скважины отрабатывались на нескольких кратковременных (по 3-4 часа) режимах. После каждого режима скважина останавливалась для восста-

новления давления (после первых трех режимов на 3 часа, после четвертого на 10-15 часов).

Необходимо отметить, что при каждом исследовании один комплексный прибор размещался в заведомо неработающем (отсутствует коллектор) интервале ствола скважины (в зумпфе). На графике давления (рис. 4) видно, что забойное давление характерным образом изменяется на всех режимах работы скважины и практически совпадает по абсолютным значениям по всем приборам. Различие в значениях давления связано с абсолютными отметками расположения приборов в стволе скважины, т.е. с гидростатической составляющей. Особенно это характерно для вертикальных и пологих скважин. Для горизонтальных скважин графики давления, зарегистрированные всеми приборами, совпадают до погрешности измерения.

На термограммах по всем приборам (рисунки 2 и 5) отмечаются характерные участки снижения температуры в начальный момент отработки, вызванные адиабатическим эффектом расширения, и участки роста температуры после мгновенного прекращения отработки (адиабатическое сжатие).

В процессе отработки на режимах и при восстановлении давления характер изменения температуры, установленных в зумпфе или напротив не продуцирующих интервалах пласта, практически повторяет изменение давления (кривая 1 на рисунке 2). В продуцирующих интервалах ствола скважины приборы регистрируют интенсивный рост температуры (кривая 3 на рисунке 2, рис. 5), обусловленный проявлением эффектов дроссельного и тепломассопереноса.

На примере скважины 102Гр видно характерное поведение температуры при снижении и росте забойного давления в интервалах наличия и отсутствия притока.

Проводя термогидродинамические исследования до и после различных геолого-технических мероприятий (ГТМ), связанных с изменением свойств и состояния призабойной зоны пласта, оценивается эффективность проводимого ГТМ, с выявлением причин эффективности (уменьшение скин-фактора продуцирующего пропластка (для многопластовых объектов) и вовлечение его в разработку, изоляция водопритока в интервале ствола и др.).

Начиная с 2001 года, ежегодно выполняется более 30 исследований скважин с различной конструкцией забоя (вертикальные, пологие при совместной эксплуатации пластов, горизонтальные с открытым забоем и перфорированные) по многодатчиковой технологии.

Годовой экономический эффект от внедрения многодатчиковой технологии и методики по ОАО «Сургутнефтегаз» составил 8717 тыс. руб.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Диссертационная работа представляет собой совокупность теоретических положений, составляющих основу новых направлений изучения фильтрационных параметров анизотропнык пластов термогидродинамическими методами при нестационарной, неизотермической фильтрации пластового флюида в окрестности горизонтальных и пологих скважин при совместной эксплуатации пластов.

2. Предложены, научно обоснованы и реализованы математические модели и их численное решение для прямык задач термо- и гидродинамики при нестационарной, неизотермической фильтрации в анизотропном пласте, а также для термодинамических процессов в горизонтальном стволе скважины.

3. Установлены следующие закономерности:

3.1. на основе математического моделирования вышвлены1 диагностические признаки притока пластового флюида или его отсутствие в исследуемом интервале ствола скважины, основанные на сравнительном анализе адиабатического и. дроссельного эффектов. Основным диагностическим признаком, указывающим на. отсутствие притока в исследуемом интервале, является преобладание адиабатического эффекта над баротермическим (дроссельным).

3.2. На основе лабораторных исследований определены термодинамические коэффициенты - адиабатический и баротермический, позволяющие обеспечить интерпретацию термогидродинамических исследований скважин уточнением типа притекающего пластового флюида. Значение коэффициента адиабатического расширения для нефти в 3-4 раза превышает значения для пластовой воды. Экспериментально определены коэффициенты адиабатического расширения: для нефти месторождений - Верхне-Ляминское ДО^) - 0,044 К/МПа, (ЮС0) - 0,052 К/МПа, Южно-Сурьюганское (АС11) - 0,024 К/МПа; для пластовой воды - Западно-Камынское (АС10(2)) - 0,013 К/МПа, Западно-Сургутское (БС1) - 0,016 К/МПа, (БС10) - 0,013 К/МПа и многих др. Расчетный коэффициент Джо-уля-Томсона для нефтей Сургутского свода лежит в диапазоне 0,331 -0,348 К/МПа.

3.3. На основе математического и физического моделирования определен диапазон изменения информативных параметров (температуры 0,01 -0,05 К/МПа при отсутствии притока, 0,1 - 0,5 К/МПа при наличии притока в исследуемом интервале ствола скважины и давления 2-6 МПа, характерных для механизированных скважин месторождений Западной Сибири) и определены требования к метрологическим характеристикам средств изме-

рения для термогидродинамических исследований скважин.

4. Установлено, что:

4.1.отечественными и зарубежными компаниями выпускается широкий спектр комплексных приборов с одновременным измерением температуры и давления для промысловых термогидродинамических исследований в скважинах с пластовыми температурами до 125°С;

4.2.для термогидродинамических исследований в высокотемпературных скважинах (до 300°С) отечественными и зарубежными компаниями не изготавливаются комплексные приборы;

4.3.не существует эффективной технологии для промысловых термогидродинамических исследований горизонтальных и пологих скважин при совместной эксплуатации пластов.

5. Предложены, обоснованы и апробированы:

5.1.многодатчиковая технология термогидродинамических исследований скважин на основе размещения нескольких комплексных приборов (произвольное количество) по всему изучаемому интервалу ствола скважины и одновременной регистрации комплекса параметров (температуры и давления), характеризующих процессы неизотермической фильтрации пластового флюида к стволу скважины;

5.2. методика обработки и интерпретации результатов термогидродинамических исследований горизонтальных скважин и скважин, вскрывших многопластовые объекты, с целью определения интервалов притока.

6. Установлено многочисленными промысловыми экспериментами на горизонтальных и пологих скважинах при совместной эксплуатации пластов, что предложенная многодатчиковая технология обеспечивает высокую информативность исследований и надежность определения фильтрационных параметров в сложнопостроенных залежах с низкими фильтрационными свойствами.

7. Разработаны термостойкие комплексные геофизические приборы (до 300°С), основанные на новом способе преобразования комплекса параметров, использующего многофункциональность резистивных датчиков, а также новых устройствах, в которых обеспечивается инвариантность к возмущениям, термостойкость, коррекция температурной погрешности, высокая надежность глубинной части.

8. Проведен теоретический анализ методических погрешностей разработанных преобразователей сопротивления резистивных датчиков, используя аналитические модели каналов преобразования. Анализ позволил на базе разработанных алгоритмов создать преобразователь комплекса параметров с относительной погрешностью не более 1%.

9. Проведенные исследования реализованы в разработанных ком-

плексных геофизических приборах (температуры до 300°С, аномалий температуры ±150°С, давления до 25 (40, 60) МПа, удельного сопротивления жидкости 0,1-50 Омм) ТЕСТ-4 и ТЕСТ-6 для высокотемпературных условий эксплуатации. ТЕСТ-4 метрологически аттестован и передан в Камчатскую геофизическую партию в постоянную эксплуатацию для контроля комплекса параметров высокотемпературных скважин парогидротермаль-ного месторождения Камчатки. Фактический годовой экономический эффект от внедрения одного прибора ТЕСТ-4 составил 777,6 тыс.рублей в ценах 1990 года (3646,94 тыс. рублей в действующих ценах).

10. Разработан и внедрен в производство РД 5753490-038-2003 «Методическое руководство по определению работающих интервалов горизонтальных скважин с использованием «гирлянды» автономных приборов и эжекторного пластоиспытателя». Методическое руководство предназначено для использования при промысловых исследованиях горизонтальных скважин и скважин с боковыми горизонтальными стволами. Годовой экономический эффект от внедрения РД5753490-038-2003 по ОАО «Сургутнефтегаз» составил 8717 тыс. руб. По положениям РД выполняются термогидродинамические исследования разведочных и эксплуатационных скважин на всех месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз". Годовой объем термогидродинамических исследований специалистами СургутНИПИнефть составляет 30-40 скважин.

Основные опубликованные работы по теме диссертации

1. Ишемгужин А.И., Лукьянов А.В., Федоров В.Н. Использование пространственно-разностных уравнений для анализа влияния параметров неоднородной линии связи //Актуальные проблемы нефти и газа : тез. докл. конф.-Уфа, 1984.-С. 93.

2. Коловертнов Ю.Д., Ишемгужин А.И., Конюхов A.M., Федоров В.Н. Дистанционный глубинный термометр-индикатор расхода на одножильном кабеле для высокотемпературных скважин //Комплексная автоматизация и создание АСУТП в бурении, добыче, транспорте нефти и газа: тез. докл. всесоюзн. конф. Москва, 29-31 октября 1985. - М., 1985. - С. 86.

3. Митюрев А.Е., Федоров В.Н. Дистанционный глубинный термометр для высокотемпературных скважин //Радиоэлектроника в народном хозяйстве: тез. докл. Поволжской студенч. науч.-техн. конф. - Пенза, 1986. -С. 25.

4. Ишемгужин А.И., Федоров В.Н., Митюрев А.Е. Результаты испытаний прибора ГТИ в высокотемпературных скважинах //Вузовская наука -научно-техническому прогрессу : тез. докл. республ. конф. - Уфа, 1986. -С.57-58.

5. Федоров В.Н. Модель скважины и ее роль в определении гидроди-

намических параметров пласта методом прослеживания уровня //Метрология геофизических исследований: тез. докл. междунар. симпозиума г. Уфа, 25-27 апреля 2000,- Уфа, 2000.- С. 57-58.

6. Федоров В.Н., Мешков В.М., Ковшов В.Д., Емец СВ. Методические и программно-аппаратные особенности гидродинамических исследований горизонтальных скважин //Строительство горизонтальных скважин: тез. докл. VI междунар. конф. по горизонтальному бурению, г. Ижевск, 2325 октября 2001. - М.: ГУП изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. - С. 144 - 146.

7. Федоров В.Н., Мешков В.М. Оценка работающей длины горизонтального участка скважины гидродинамическими методами исследования //Строительство горизонтальных скважин: тез. докл. VI междунар. конф. по горизонтальному бурению, г. Ижевск, 23-25 октября 2001. — М.: ГУП изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. — С. 147 - 152.

8. Федоров В.Н., Мешков В.М. Термодинамические признаки работающей длины ствола горизонтальной скважины //Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки: тез. докл. науч.-техн. конф., посвященной 90-летию со дня рождения В.И. Муравленко, г. Тюмень, 2526 сентября 2002. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. - С. 77.

9. Федоров В.Н., Клюкин С.С., Мешков В.М. Гидродинамические исследования скважин на стадии освоения //Освоение ресурсов трудноизвле-каемых и высоковязких нефтей: тез. докл. 4 междунар. научно-практической конф. г. Анапа, 29 сентября - 3 октября 2003. - Краснодар, 2003.-С. 73.

10. Федоров В.Н., Лушпеев В.А. Оценка длительности проведения ГДИ методом гидропрослушивания //Освоение ресурсов трудноизвлекае-мых и высоковязких нефтей: тез. докл. 4 междунар. научно-практической конф. г. Анапа, 29 сентября - 3 октября 2003. - Краснодар, 2003. - С. 75-76.

11. Федоров В.Н. Контроль процесса внутрипластового горения термогидродинамическими методами //Нефть и газ Западной Сибири: тез. докл. междунар. научно-технич. конф., посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета г. Тюмень, 12-13 ноября 2003. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. - С. 104-105.

12. Мешков В.М., Федоров В.Н. Использование канала температуры комплексного прибора при обработке и интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин //Нефть и газ Западной Сибири: тез. докл. междунар. научно-технич. конф., посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета г. Тюмень, 12-13 ноября 2003.-Тюмень: ТюмГНГУ, 2003.-С. 106-107.

13. Федоров В.Н., Клюкин С.С., Мешков В.М. Оценка эффективности

ГТМ на основе гидродинамических исследований //Нефть и газ Западной Сибири: тез. докл. междунар. научно-технич. конф., посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета г. Тюмень, 12-13 ноября 2003. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. - С. 110.

14. Федоров В.Н., Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф., Закиров М.Ф., Мешков В.М. Оценка фильтрационных параметров пласта на основе термогидродинамических исследований горизонтальных скважин // Геофизические и нефтепромысловые методы исследования скважин в комплексе с сейсморазведкой для построения и сопровождения геологических моделей залежей нефти и газа: тез. докл. научно-практич. конф., Москва, ЦГЭ, 6-9 апреля 2004. - Тверь: НТВ Каротажник, 2004. -вып. 3-4 (116-117).-С. 291.

15. Федоров В.Н., Лушпеев В.А Исследования механизированных скважин по уровню в межтрубном пространстве и обработка результатов // Геофизические и нефтепромысловые методы исследования скважин в комплексе с сейсморазведкой для построения и сопровождения геологических моделей залежей нефти и газа: тез. докл. научно-практич. конф., Москва, ЦГЭ, 6-9 апреля 2004. - Тверь: НТВ Каротажник, 2004. - вып. 3-4 (116-117).-С. 291.

16. Федоров В.Н. Многодатчиковая технология промысловых исследований в горизонтальных скважинах // Высокие технологии в промысловой геофизике: тез. докл. 3 научного симпозиума, г. Уфа, 19-20 мая 2004. -Уфа: изд-во ОАО НПФ «Геофизика», 2004. - С. 49-51.

17. Валиуллин РА, Закиров М.Ф., Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф., Федоров В.Н., Мешков В.М. Термогидродинамические исследования горизонтальных скважин на нестационарных режимах //Высокие технологии в промысловой геофизике: тез. докл. 3 научного симпозиума, г. Уфа, 19-20 мая 2004. - Уфа: изд-во ОАО НПФ «Геофизика», 2004. - С. 83-84.

18. Ишемгужин А.И., Коловертнов Ю.Д., Конюхов A.M., Федоров В.Н. Методы дистанционного инвариантного преобразования сопротивления ре-зистивных датчиков с использованием дросселей на сердечниках с прямоугольной петлей гистерезиса // Средства измерений и автоматизации в нефтяной промышленности: Межвуз.сб.науч.тр. - Уфа: Изд. Уфимс. нефт. инта, 1985.- С. 23 -30.

19. Коловертнов Ю.Д., Суханов В.И., Стучебников В.М., Федоров В.Н. Измерительный преобразователь давления в высокотемпературных скважинах // Приборы и системы управления. - 1990. -№ 3. - С. 20 - 21.

20. Федоров В.Н„ Нестеренко М.Г., Мешков В.М. Современные средства измерения для гидродинамических исследований скважин // НТВ Ка-ротажник. - Тверь. - 2001. - вып.83. - С. 73-82.

21. Шешуков А.И., Федоров В.Н., Мешков В.М. Влияние ствола скважины на достоверность гидродинамических исследований // Нефтяное хозяйство. - 2001. - № 5. - С. 64-67.

22. Федоров В.Н., Шешуков А.И., Мешков В.М. Гидродинамические свойства баженовской свиты // Нефтяное хозяйство. - 2001. - № 9. - С. 8692.

23. Федоров В.Н., Мешков В.М. Современные гидродинамические методы исследования скважин // Интервал. - 2002. - № 1. - С. 55-60.

24. Федоров В.Н., Шешуков А.И., Мешков В.М. Гидродинамические исследования горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. — 2002. - № 8.-С. 92-94.

25. Федоров В.Н., Мешков В.М., Андриянов А.П. Моделирование влияния термобарических условий на скорость распространения импульса давления в газовой среде // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 3. — С. 62-64.

26. Федоров В.Н., Мешков В.М. Оценка эффективности геолого-технических мероприятий на основе скин-фактора // Нефтяное хозяйство. -2003.-№12.-С. 50-51.

27. Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф., Федоров В.Н., Мешков В.М. Определение работающих интервалов горизонтального ствола скважины термогидродинамическими методами // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 2. - С. 88-90.

28. Федоров В.Н., Мешков В.М. Термогидродинамические исследования горизонтальных скважин и скважин, вскрывших многопластовые объекты // Комплексная автоматизация диагностики и гидродинамических исследований скважин: теория, практика и перспективы // 3-я научно-практическая конференция / Материалы конференции / Под ред. Лаврова В.В. - Томск: Изд-во Томского ун-та. - С. 26 - 37.

29. Федоров В.Н., Мешков В.М. Определение коэффициента продуктивности по КВУ // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского района / Сб.научн.тр., вып. 3 / СургутНИПИнефть.- Екатеринбург: Изд-во «Путиведъ», 2001.- С. 226-237.

30. Федоров В.Н., Мешков В.М., Нестеренко М.Г., Ледяев ЕА Анализ технологий исследования скважин с горизонтальными стволами // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского района / Сб.научн.тр., вып. 3 / СургутНИПИнефть.- Екатеринбург: Изд-во «Путиведъ», 2001.- С. 238-253.

31. Коловертнов Ю.Д., Ишемгужин А.И., Сафаров М.Р., Кутлуяров Г.Х., Дамрин Е.С., Молчанов А.А., Федоров В.Н., Конюхов A.M., Myxa-метшин И.В., Митюрев А.Е. Глубинный термометр - индикатор расхода ГТИ // Инфор. листок. - Уфа, Изд-во Уфимск. нефт. ин-та, 1986. - С. 3.

32. Коловертнов Ю.Д., Ишемгужин А.И., Сафаров М.Р., Кутлуяров Г.Х., Дамрин Е.С., Молчанов АА., Федоров В.Н., Конюхов A.M., Муха-метшин И.В., Митюрев А.Е. Глубинный термометр - ГТС // Инфор. листок. - Уфа, Изд-во Уфимск. нефт. ин-та, 1986. - С. 3.

33. Коловертнов Ю.Д., Молчанов А.А., Ишемгужин А.И., Мухамет-шин И.В., Конюхов A.M., Федоров В.Н., Домрачев А.В. Глубинный термоустойчивый манометр ГТМ-1 // Инфор. листок. - Уфа, Изд-во Уфимск. нефт. ин-та, 1988.-С. 3.

34. Коловертнов Ю.Д., Федоров В.Н. Глубинный термометр - индикатор расхода ГТИ // Инфор. листок № 242. - Уфа, БашЦНТИ, 1988. - С.4.

35. Коловертнов Ю.Д., Федоров В.Н. Информационно-измерительная система для исследования высокотемпературных скважин «ТЕСТ-4» // Инфор. листок № 284. - Уфа, БашЦНТИ, 1988. - С.4.

36. Коловертнов Ю.Д., Федоров В.Н., Мухаметшин И.В. Информационно-измерительная система для исследования высокотемпературных скважин «ТЕСТ-6» // Инфор. листок № 285. - Уфа, БашЦНТИ, 1988. - С.4.

37. Коловертнов Ю.Д., Федоров В.Н., Стучебников В.М., Суханов В.И. Методы и средства измерения давления в высокотемпературных скважинах // Средства автоматизации технологических процессов в нефтяной промышленности: Межвуз.сб.науч.тр. - Уфа: Изд. Уфимс. нефт. ин-та, 1987.-С.41-52.

38. Коловертнов Ю.Д., Федоров В.Н. Преобразователь с пассивным входным преобразованием для комплексного исследования высокотемпературных скважинах // Средства автоматизации технологических процессов в нефтяной промышленности: Межвуз.сб.науч.тр. - Уфа: Изд. Уфимс. нефт. ин-та, 1987.- С. 66 - 74.

39. Федоров В.Н. Коррекция температурных погрешностей тензорези-сторных датчиков // Измерительные элементы и системы управления в нефтяной и газовой промышленности: Межвуз.сб.науч.тр. — Уфа: Изд. Уфимс. нефт. ин-та, 1988.- С. 45 - 50.

40. Федоров В.Н., Мешков В.М. Термогидродинамические исследования горизонтальных скважин и скважин, вскрывших многопластовые объекты //Современные гидродинамические исследования скважин: Труды международного Форума исследователей скважин и II научно-практической конференции. — М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2004. — с. 64-76.

41. Федоров В.Н., Мешков В.М. Определение степени влияния различных факторов на точность расчета забойных давлений на основе волно-метрирования //Современные гидродинамические исследования скважин: Труды международного Форума исследователей скважин и II научно-

практической конференции. - М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2004. -с. 343-348.

42. Федоров В.Н., Ледяев ЕА Контроль процесса внутрипластового горения термогидродинамическими методами //Проблемы развития нефтяной промышленности: труды отраслевой науч.-практич. конф., ч. 3 - Тюмень: ОАО СИБНИИНП, 2004. - с. 192-200

43. Федоров В.Н., Мешков В.М., Андриянов А.П. Методическое руководство по использованию прибора «Резонанс» при эхометрических методах исследования насосных скважин. Руководящий документ РД 5753490032-2003. Сургут: ОАО «Сургутнефтегаз», 2003. - С. 48.

44. Федоров В.Н., Мешков В.М., Нестеренко М.Г. Методическое руководство по определению работающих интервалов горизонтальных скважин с использованием «гирлянды» автономных приборов и эжекторного многофункционального. Руководящий документ РД 5753490-038-2003. Сургут: ОАО «Сургутнефтегаз», 2003. - 27 с.

45. Харламов К.Н., Проводников Г.Б., Федоров В.Н. Методика лабораторных исследований различных технологических жидкостей при их прокачивании через керн. РД 5753490-034-2003. Сургут: ОАО «Сургутнефтегаз», 2003. - 9 с.

46. Федоров В.Н., Нестеренко М.Г., Клюкин С.С. Нефть.Отбор глубинных проб. РД 5753490-033-2004. Сургут: ОАО "Сургутнефтегаз", 2004. -41с.

47. А.С. 1201691 РФ, МКИ в 01 К 7/16. Устройство для дистанционного измерения температуры / А.И. Ишемгужин, Ю.Д. Коловертнов, А.А. Молчанов, В.Н. Федоров //Бюл. Изобретения. - 1985. - № 48.

48. А.С. 1270585 РФ, МКИ в 01 К 7/16. Устройство для дистанционного измерения температуры /Ю.Д. Коловертнов, А.И. Ишемгужин, А.М. Конюхов, В.Н. Федоров, А.А. Молчанов //Бюл. Изобретения - 1986. - № 42.

49. А.С. 1399647 РФ, МКИ в 01 К 7/16. Устройство для измерения сопротивления датчиков глубинных параметров /Ю.Д. Коловертнов, В.Н. Федоров, А.И. Ишемгужин, А.А. Молчанов и др. // Бюл. Изобретения - 1988. -№20.

50. А.С. 1441315 РФ, МКИ в 01 Я 17/10, в 01 В 7/16. Устройство для измерения давления мостовыми тензорезисторными преобразователями / Коловертнов Ю.Д., Федоров В.Н., Стучебников В.М., Суханов В.И// Бюл. Изобретения - 1988. - № 44.

51. А.С. 1506297 РФ, МКИ в 01 К 7/16. Устройство для измерения температуры /Ю.Д. Коловертнов, В.Н. Федоров, А.И. Ишемгужин, И.В. Мухаметшин //Бюл. Изобретения - 1989. - № 33.

52. А.С. 1520238 РФ, МКИ Е 21В 47/00. Устройство для измерения

комплекса геофизических параметров в скважине /Ю.Д. Коловертнов, В.Н. Федоров, А.И. Ишемгужин, ЕА Леонидова, А.Е. Митюрев //Бюл. Изобретения -1989. -№ 41.

53. АС. 1589781 РФ, МКИ G 01 R 17/10, G 01 D 5/12. Устройство для измерения геофизических параметров в скважинах /В.Н. Федоров, Ю.Д. Коловертнов // ДСП, приоритет от 04.11.88.

54. А.С. 1748481 РФ, МКИ Е 21 В 47/06. Способ измерения геофизических параметров в скважине и устройство для его осуществления /В.Н. Федоров, Ю.Д. Коловертнов //ДСП, приоритет от 25.12.87.

55. Пат. 1677285 РФ, Е 21 В 47/04. Устройство для контроля уровня жидкости в скважине /В.Н. Федоров, Н.Д. Каптелинин, В.Д. Волгин и др. //Бюл. Изобретения - 1991. - № 34.

56. Пат. 2088942 РФ, МКИ G 01 R 17/10, G 01 В 7/16. Преобразователь давления и температуры /Г.Ю. Коловертнов, Ю.М. Абызгильдин, Ю.Д. Коловертнов, В.Н. Федоров //Бюл. Изобретения - 1997. - № 24.

57. Свидетельство на полезную модель 26326 РФ, МКИ Е 21 В 49/00. Устройство для исследования горизонтальных скважин /В.М. Мешков, В.Н. Федоров, М.Г. Нестеренко //Бюл. Изобретения - 2002. - № 33.

Федоров Вячеслав Николаевич

АППАРАТУРНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ДЛЯ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПОЛОГИХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Подписано в печать 19.11.2004г. Бумага офсетная. Формат 60x84/16. Гарнитура Times. Отпечатано на ризографе. Усл.печ.л. 2,2. Уч.-изд.л. 2,5. Тираж 100 экз. Заказ 819.

Редакционно-издателъский отдел Башкирского государственногоуниверситета 450074, РБ,г.Уфа,ул.Фрунзе, 32.

Отпечатано намножительномучастке Башкирского государственногоуниверситета 450074, РБ, гУфа, ул.Фрунзе, 32.

IJ 2 5 8 6 8

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНРШ, УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ, СИМВОЛОВ, ЕДИНИЦ И ТЕРМИНОВ

ВВЕДЕНИЕ

1. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ И ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПАРАМЕТРОВ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

1.1. Гидродинамические исследования скважин

1.2. Термодинамические исследования скважин

1.3. Изучение фильтрационных параметров пласта совместными гидродинамическими и термодинамическими исследованиями скважин -—

Выводы по главе

2: ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ КОЭФФИЦИЕНТОВ И МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ В ПРИЗА-БОЙНОЙ ЗОНЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА И СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ

2.1. Постановка задачи формирования полей давления и температуры при неустановившейся фильтрации пластового флюида

2.2. Исследование переходных термогидродинамических полей при фильтрации пластового флюида с учетом термодинамических эффектов

2.3. Лабораторные исследования термодинамических эффектов

2.3.1. Лабораторные исследования адиабатического эффекта

2.3.2. Лабораторные исследования баротермического эффекта

Выводы по главе

3. СРЕДСТВА ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ И ДАВЛЕ

НИЯ ПРИ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЯХ СКВАЖИН. РАЗРАБОТКА ТЕРМОСТОЙКОЙ КОМПЛЕКСНОЙ ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ АППАРАТУРЫ

3.1. Анализ современных приборов и измерительных преобразователей сопротивления резистивных датчиков для измерения температуры и давления в скважинах

3.2. Общие вопросы теории инвариантности применительно к измерительным преобразователям комплекса параметров

3.2.1. Основные положения

3.2.2. Методы повышения числа измеряемых параметров

3.3. Двухпроводные преобразователи сопротивления комплекса резистивных датчиков

Выводы по главе

4. МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ СОПРОТИВЛЕНИЯ РЕЗИСТИВНЫХ ДАТЧИКОВ КОМПЛЕКСА ПАРАМЕТРОВ

4.1. Методическая погрешность

4.2. Погрешность измерительных преобразователей от температурного влияния на каналы преобразования. Методы коррекции температурной погрешности.

4.3. Динамическая погрешность преобразователей

4.4. Результирующая погрешность измерительных преобразователей комплекса параметров

Выводы по главе

5. ТЕХНОЛОГИЯ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

5.1. Методы доставки приборов в изучаемый интервал ствола скважины

5.2. Методы возбуждения скважины для реализации термогидродинамических исследований

5.3. Методика обработки и интерпретации результатов термогид родинамических исследований 225 Выводы по главе 5 233 6. ПРАКТИЧЕСКОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ РАЗРАБОТКИ ТЕХНИКИ, ТЕХНОЛОГИИ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

6.1. Практическая реализация термостойкой комплексной геофизической аппаратуры

6.2. Термогидродинамические исследования в вертикальных скважинах

• 6.3. Термогидродинамические исследования многопластовых эксплуатационных объектов

6.4. Термогидродинамические исследования в горизонтальных скважинах. Определение работающих интервалов ствола

Большинство нефтяных и нефтегазовых месторождений Западной Сибири находятся на завершающей стадии работки, характеризующейся широким применением вторичных методов повышения нефтеотдачи пластов для поддержания текущих темпов добычи нефти. Ввод в разработку большего числа месторождений с трудно извлекаемыми запасами, которые до настоящего времени разрабатывать было не рентабельно, также обуславливает применение новых технологий и методов увеличения нефтеотдачи. В частности, реализуются принципиально новые системы разработки месторождений с применением горизонтальных, разветвленно-горизонтальных скважин, стволы которых проведены в пластах с настолько высокой вертикальной анизотропией, что их необходимо рассматривать в качестве самостоятельных объектов разработки (как многоплановые объекты). В условиях сложного строения пласта с существенно неоднородными- фильтрационными свойствами- особую-роль-приобретают геофизические и гидродинамические методы контроля разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений.

При геофизических исследованиях вертикальных скважин в промысловой практике широкое применение находят термодинамические методы исследования (термометрия). Но для решения задач в пологих и горизонтальных скважинах прямой перенос этих методов исследований невозможен.

При гидродинамических исследованиях пологих и горизонтальных скважин важной задачей является определение работающих интервалов ствола скважины. Традиционные подходы здесь мало эффективны, поэтому эта задача является актуальной в проблеме контроля эксплуатации горизонтальных скважин, а также пологих скважин при совместной разработке пластов. Эта проблема приобретает особую актуальность применительно к анализу разработки низкопроницаемых, анизотропных коллекторов, поскольку оценить область пласта, охваченного выработкой, без знания фактического интервала притока невозможно. Без ответа на вопрос определения работающей длины ствола невозможно решить задачу оптимизации профиля и длины ГС в конкретных геологических условиях.

В нефтепромысловой практике пока широко применяются лишь наиболее простые модификации гидродинамических методов, дающие информацию о фильтрационных параметрах в окрестности вертикальных или горизонтальных скважин, проведенных в условиях изотропного пласта с цементируемым хвостовиком, приток в ствол которых хорошо диагностируется методами термометрии и интервалы притока, как правило, приурочены к интервалам перфорации. В настоящее время не разработаны методы гидродинамических исследований, направленные на изучение фильтрационных параметров неоднородных пластов по протяженности ствола скважины. Причем упомянутые простейшие исследования проводятся, главным образом, на объектах с температурами до 125°С и давлениями до 30 - 60 МПа. На месторождениях, где пластовая температура достигает 200 -300°С (пласты Баженовских отложений Западной Сибири, Малгобекское (Чечня, Ингушетия), Сангачалы и Кюрсянгя (Азербайджан) и другие, где температура доходит до 150—200°С, а давление до 700—800 ат (Малгобек), практически не проводятся даже простейшие исследования.

Такое положение сложилось из-за хронического отставания уровня техники исследований от достижений теории и от возрастающих требований практики разработки нефтяных месторождений в России. Это отставание существенно отражается на эффективности осуществляемых систем разработки. По той же причине представляется весьма затруднительным обеспечивать оптимальное регулирование систем разработки эксплуатируемых объектов для достижения планового уровня добычи нефти, повышения коэффициента нефтеотдачи пластов и снижения затрат на разработку.

Таким образом, в области гидродинамических исследований пристальное внимание должно уделяться технике для этих исследований и главным образом повышению точности применяемых приборов, созданию аппаратуры для условий высоких температур и давлений. Этот вывод отмечается, начиная с 60-х годов прошлого века, но существенных сдвигов до настоящего времени не произошло.

Это, конечно, не означает, что все дальнейшее развитие гидродинамических исследований упирается в технику. В теории исследований также много нерешенных проблем. Сделаны первые шаги в создании теории и методики исследования горизонтальных и многозабойных скважин, много нерешенных задач в области использования гидродинамических методов для изучения неоднородностей пластов, а также для контроля выработки пластов по площади и по разрезу.

Известные методы барометрии не позволяют обеспечить надежность и достоверность получаемой информации о фильтрационных параметрах в низкопроницаемых, сложно построенных коллекторах со значительным изменением фильтрационных свойств как по вертикали, так и по простиранию. Современная термометрия также не позволяет однозначно решить обозначенные проблемы, поскольку существующая теория обуславливает связь термодинамических полей со стационарными полями давления, решения для которых получены для случаев установившейся фильтрации однофазного (двухфазного) пластового флюида к точечному стоку.

В связи с этим актуальной задачей является разработка методических основ обработки, интерпретации и технологии термогидродинамических исследований скважин на основе новых диагностических признаков, характеризующих термодинамические эффекты, проявляющиеся в скважине при неустановившихся режимах работы (дроссельный эффект, эффект адиабатического расширения и сжатия, калориметрический эффект), а также геофизических приборов для реализации промысловых термогидродинамических исследований в условиях высоких пластовых температур.

Целью работы является разработка аппаратурно-методического комплекса для термогидродинамических исследований (включающего теоретическое обоснование, математическое моделирование, лабораторные исследования, разработку технологии промысловых исследований и средств измерения комплекса параметров, методику обработки и интерпретации) анизотропного пласта, дренируемого горизонтальными и пологими скважинами при совместной разработке пластов для обеспечения контроля разработки, построения и информационного обеспечения постоянно-действующих геолого-гидродинамических моделей.

В соответствии с поставленной целью при выполнении диссертационной работы решались следующие основные задачи:

1. Выявление основных закономерностей проявления термодинамических эффектов на границе системы пласт-скважинаметодами математического моделирования полей температуры и давления в окрестности горизонтальной скважины при нестационарной, неизотермической фильтрации пластового флюида.

2. Лабораторные исследования термодинамических эффектов (адиабатического расширения и сжатия, дроссельного (баротермического)) для пластовых жидкостей, характерных для месторождений Западной Сибири. Изучение закономерности изменения адиабатического эффекта от термобарических условий залегания пласта.

3. Разработка методики обработки и интерпретации результатов термогидродинамических исследований скважин.

4. Проведение анализа известных технологий исследования пологих и горизонтальных скважин, методов доставки средств измерения в горизонтальные скважины, методов обработки термо- и гидродинамических исследований скважин для определения фильтрационных параметров продуктивного пласта и определения продуцирующих интервалов, а также анализа известных средств измерения и преобразователей сопротивления резистивных датчиков с точки зрения комплексирования преобразуемых параметров и достижения инвариантности к влиянию параметров линии связи как для скважинных температурных условий до 120°С, так и для высокотемпературной среды (свыше 200°С).

5. Разработка технологии исследования горизонтальных и пологих скважин, включающей доставку и размещение комплексных приборов в изучаемом интервале ствола скважины, обоснование метрологических характеристик используемых приборов, обоснование способа вызова притока исследуемой скважины на основе результатов моделирования нестационарных полей температуры и давления.

6. Разработка термостойких преобразователей сопротивления резистивных датчиков комплекса параметров с использованием двухпроводной линии связи, основанных на новом методе повышения информативности преобразователей, использующем многофункциональность некоторых резистивных датчиков.

7. Исследование метрологических характеристик двухпроводных преобразователей резистивных датчиков комплекса параметров и разработка способа алгоритмической коррекции температурной погрешности результатов преобразования.

Диссертация состоит из введения, 6 глав, заключения, списка литературы и приложения.

Основные результаты исследований заключаются в следующем: ~

1. Диссертационная работа представляет собой совокупность теоретических положений, составляющих основу новых направлений изучения фильтрационных параметров анизотропных пластов термогидродинамическими методами при нестационарной, неизотермической фильтрации пластового флюида в окрестности горизонтальных и пологих скважин при совместной эксплуатации пластов.

2. Предложены, научно обоснованы и реализованы математические модели и их численное решение для прямых задач термо- и гидродинамики при нестационарной, неизотермической фильтрации в анизотропном пласте, а также для термодинамических процессов в горизонтальном стволе скважины.

3. Установлены следующие закономерности:

3.1. На основе математического моделирования выявлены диагностические признаки притока пластового флюида или его отсутствие в исследуемом интервале ствола скважины, основанные на сравнительном анализе адиабатического и дроссельного эффектов. Основным диагностическим признаком, указывающим на отсутствие притока в исследуемом интервале, является преобладание адиабатического эффекта над баротермическим (дроссельным).

3.2. На основе лабораторных исследований определены термодинамические коэффициенты - адиабатический и баротермический, позволяющие обеспечить интерпретацию термогидродинамических исследований скважин уточнением типа притекающего пластового флюида. Значение коэффициента адиабатического расширения для нефти в 3-4 раза превышает значения для пластовой воды. Экспериментально определены коэффициенты адиабатического расширения: для нефти месторождений Верхне-Ляминское (АС12(2)) - 0,044 К/МПа, (ЮС0) - 0,052 К/МПа, Южно-Сурьюганское (АСц) - 0,024 К/МПа; для пластовой воды - Западно-Камынское (АС10(2)) - 0,013 К/МПа, Западно-Сургутское (БС0 - 0,016 К/МПа, (БСю) - 0,013 К/МПа и многих др. Расчетный коэффициент Джоуля-Томсона для нефтей Сургутского свода лежит в диапазоне 0,331 - 0,348 К/МПа.

3.3. На основе математического и физического моделирования определен диапазон изменения информативных параметров (температуры 0,01 - 0,05 К/МПа при отсутствии притока, 0,1 - 0,5 К/МПа при наличии притока в исследуемом интервале ствола скважины и давления 2-6 МПа, характерных для механизированных скважин месторождений Западной Сибири) и определены требования к метрологическим характеристикам средств измерения для термогидродинамических исследований скважин.

4. Установлено, что:

4.1. отечественными и зарубежными компаниями выпускается широкий спектр комплексных приборов с одновременным измерением температуры и давления для промысловых термогидродинамических исследований в скважинах с пластовыми температурами до 125°С;

4.2. для термогидродинамических исследований в высокотемпературных скважинах (до 300°С) отечественными и зарубежными компаниями не изготавливаются комплексные приборы;

4.3. не существует эффективной технологии для промысловых термогидродинамических исследований горизонтальных и пологих скважин при совместной эксплуатации пластов.

5. Предложены, обоснованы и апробированы:

5.1. много датчиковая технология термогидродинамических исследований скважин на основе размещения нескольких комплексных приборов (произвольное количество) по всему изучаемому интервалу ствола скважины и одновременной регистрации комплекса параметров (температуры и давления), характеризующих процессы неизотермической фильтрации пластового флюида к стволу скважины;

5.2. методика обработки и интерпретации результатов термогидродинамических исследований горизонтальных скважин и скважин, вскрывших многопластовые объекты, с целью определения интервалов притока.

6. Установлено многочисленными промысловыми экспериментами на горизонтальных и пологих скважинах при совместной эксплуатации пластов, что предложенная многодатчиковая технология обеспечивает высокую информативность исследований и надежность определения фильтрационных параметров в сложнопостроенных залежах с низкими фильтрационными свойствами.

7. Разработаны термостойкие комплексные геофизические приборы (до 300°С), основанные на новом способе преобразования комплекса параметров, использующего многофункциональность резистивных датчиков, а также новых устройствах, в которых обеспечивается инвариантность к возмущениям, термостойкость, коррекция температурной погрешности, высокая надежность глубинной части.

8. Проведен теоретический анализ методических погрешностей разработанных преобразователей сопротивления резистивных датчиков, используя аналитические модели каналов преобразования. Анализ позволил на базе разработанных алгоритмов создать преобразователь комплекса параметров с относительной погрешностью не более 1%.

9. Проведенные исследования реализованы в разработанных комплексных геофизических приборах (температуры до 300°С, аномалий температуры ±150°С, давления до 25 (40, 60) МПа, удельного сопротивления жидкости 0,1-50 Ом-м) ТЕСТ-4 и ТЕСТ-6 для высокотемпературных условий эксплуатации. ТЕСТ-4 метрологически аттестован и передан в Камчатскую геофизическую партию в постоянную эксплуатацию для контроля комплекса параметров высокотемпературных скважин парогидротермального месторождения Камчатки. Фактический годовой экономический эффект от внедрения-одного прибора ТЕСТ-4 составил 777,6 тыс.рублей в ценах 1990 года (3646,94 тыс. рублей в действующих ценах).

10. Разработан и внедрен в производство РД 5753490-038-2003 «Методическое руководство по определению работающих интервалов горизонтальных скважин с использованием «гирлянды» автономных приборов и эжекторного пластоиспытателя». Методическое руководство предназначено для использования при промысловых исследованиях горизонтальных скважин и скважин с боковыми горизонтальными стволами. Годовой экономический эффект от внедрения РД5753490-038-2003 по ОАО «Сургутнефтегаз» составил 8717 тыс. руб. По положениям РД выполняются термогидродинамические исследования разведочных и эксплуатационных скважин на всех месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз". Годовой объем термогидродинамических исследований специалистами СургутНИПИнефть составляет 30-40 скважин.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основе выполненных теоретических и экспериментальных исследований разработан аппаратно-методический комплекс проведения, обработки и интерпретации термогидродинамических исследований скважин с горизонтальными стволами, а также скважин при совместной эксплуатации пластов. Исследованы особенности нестационарных термогидродинамических полей при неизотермической фильтрации пластового флюида в окрестности, а также в стволе горизонтальных скважин с учетом смешивания потоков, тепловой инерционности системы "скважина-пласт" и датчика температуры. Созданы научные основы для практического использования особенностей нестационарного тепло- и массопереноса в задачах контроля разработки нефтяных месторождений. Результаты исследований способствуют повышению достоверности обработки и интерпретации промысловых данных термических и барометрических исследований скважин и пластов в условиях неизотермической фильтрации пластового флюида.

1. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. -М.: Недра, 1982.

2. Алиев З.С., Бондаренко В.В., Сомов Б.Е. Методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин и параметров вскрытых ими пластов.- М.: ГУЛ Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, 2001.- 168 с.

3. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Рогачев С.А. Обоснование и выбор оптимальной конструкции горизонтальных газовых скважин. М.: Издательство «Техника». ООО «ТУМА ГРУПП», 2001. - 96 с.

4. Антипов В.И. и др. Физические процессы нефтегазового производства. М.: Недра, 1998.

5. A.C. 447643 СССР, МКИ G 21 R 27/00. Устройство для дистанционного измерения сопротивлений /Беспалов А.И., Кольцов A.A., Жевак B.C. //Открытия. Изобретения, 1974. № 39.

6. A.C. 474749 СССР, МКИ G 21 R 17/02, G 21 R 17/10. Автокомпенсационное устройство для дистанционного измерения активных сопротивлений /Коловертнов Ю.Д., Кутлуяров Г.Х. //Открытия. Изобретения, 1975.-№23.

7. A.C. 580461 СССР, МКИ G 21 К 7/16. Устройство для измерения температуры /Зорий В.И., Лотоцкий A.A., Пуцило В.И. //Открытия. Изобретения, 1977. № 42.

8. A.C. 775635 СССР, МКИ G 21 К 7/16. Устройство для измерения температуры /Коловертнов Ю.Д., Кутлуяров Г.Х.//Открытия. Изобретения,1980.-№40.

9. A.C.775636 СССР, МКИ G 21 К 7/16. Термометр /Коловертнов Ю.Д., Кутлуяров Г.Х., Дамрин Е.С., Жевак В.С.//Открытия.Изобретения,1980.-№40.

10. A.C. 800700 СССР, МКИ G 21 К 7/16. Устройство для измерения температуры / Кутлуяров Г.Х., Жевак B.C., Коловертнов Ю.Д. //Открытия. Изобретения, 1981. № 4.

11. A.C. 800701 СССР, МКИ G 21 К 7/16. Устройство для измерения температуры / Кутлуяров Г.Х., Жевак B.C., Коловертнов Ю.Д. //Открытия. Изобретения, 1981. № 4.

12. A.C. 857741 СССР, МКИ G 21 К 7/16. Устройство для дистанционного измерения температуры /Бромберг Э.М., Купер В.Я., Матвеев В.Г., Новиков

13. A.A. //Открытия. Изобретения, 1981. № 31.

14. A.C. 872983 СССР, МКИ G 21 К 7/16. Устройство для дистанционного измерения температуры /Купер В.Я., Бромберг Э.М., Новиков A.A., Матвеев

15. B.Г. //Открытия. Изобретения, 1981.-№38.

16. А.С: 877352 СССР," МКИ G 21K 7/16 . Устройство для дистанционного измерения температуры, преимущественно в скважинах /Коловертнов Ю.Д., Кутлуяров Г.Х., Дамрин Е.С., Жевак В.С.//Открытия.Изобретения,1981.-№40.

17. A.C. 900132 СССР, МКИ G 01 L 1/22. Тензометрический преобразователь /Дьяченко Ю.Н., Клементьев A.B. //Открытия. Изобретения, 1982. № 3.

18. A.C. 917000 СССР, МКИ G 21 К 7/16. Термометр / Кутлуяров Г.Х., Коловертнов Ю.Д., Жевак B.C. //Открытия. Изобретения, 1982. № 12.

19. A.C. 939748 СССР, МКИ Е 21 В 47/12. Устройство передачи данных о температуре и давлении в скважине /Колесов В.И., Савиных Ю.А., Цибульский В.Р., Пешков В.Е. //Открытия. Изобретения, 1982. № 24.

20. A.C. 957116 СССР, МКИ G 21 R 17/02. Преобразователь сопротивления датчиков глубинных параметров /Кутлуяров Г.Х., Коловертнов Ю.Д., Жевак B.C. и др. //Открытия. Изобретения, 1982. № 33.

21. A.C. 974144 СССР, МКИ G 21 К 7/16. Устройство для измеренияприращения сопротивления резистивного датчика / Коловертнов Ю.Д., Кутлуяров Г.Х., Дамрин Е.С. и др. //Открытия. Изобретения, 1982. № 42.

22. A.C. 989493 СССР, МКИ G 21 К 7/16, G Ol R 27/02. Преобразователь приращения активного сопротивления в код / Кутлуяров Г.Х., Жевак B.C., Коловертнов Ю.Д. //Открытия. Изобретения, 1983. № 2.

23. A.C. 998975 СССР, МКИ G 21 R 27/02. Устройство для дистанционного измерения активных сопротивлений /Антипов A.C. //Открытия. Изобретения,1983.-№ 7.

24. A.C. 1000785 СССР, МКИ G 21 К 7/16. Устройство для измерения температуры /Агаев А.И., Меренер Л.А., Мнацаканов А.Д., Смольянинов А.Д.//Открытия. Изобретения, 1983. № 8.

25. A.C. 1035210 СССР, МКИ G 21 К 7/16, Е 21 В 47/06. Устройство для измерения температуры в скважинах /Кутлуяров Г.Х., Коловертнов Ю.Д., Жевак B.C. и др. //Открытия. Изобретения, 1983. № 30.

26. A.C. 1054688 СССР, МКИ G 21 К 7/00. Устройство для дистанционного измерения температуры-/Дьяков-Е;Пг, Кликушин Ю.Н;, Попов А.Н., Чередов А.И. //Открытия. Изобретения, 1983. № 42.

27. A.C. 1164627 СССР, МКИ G 21 R 27/02. Многоточечный преобразователь сопротивления резистивных датчиков /Кутлуяров Г.Х., Коловертнов Ю.Д., Жевак B.C. и др. //Открытия. Изобретения, 1985. № 24.

28. A.C. 1399647 СССР, МКИ G 21 К 7/16. Устройство для измерения сопротивления датчиков глубинных параметров / Коловертнов Ю.Д., Федоров В.Н., Ишемгужин А.И. и др. //Открытия. Изобретения, 1988. № 20.

29. A.C. 1441315 СССР, МКИ G 21 R 17/10, G 01 В 7/16. Устройство для измерения давления мостовыми тензорезисторными преобразователями / Коловертнов Ю.Д., Федоров В.Н., Стучебников В.М., Суханов В.И. //Открытия. Изобретения, 1988. № 44.

30. A.C. 1520238 СССР, МКИ Е 21 В 47/00. Устройство для измерения комплекса геофизических параметров в скважине / Коловертнов Ю.Д., Федоров В.Н., Ишемгужин А.И. и др. //Открытия. Изобретения, 1989. № 41.

31. A.C. 1748481. Способ измерения геофизических параметров в скважине и устройство для его осуществления /Федоров В.Н., Коловертнов Ю.Д. -ДСП, приоритет от 25.12.87.

32. Атабеков Г.И. Основы теории цепей. М.: Энергия, 1969. - 425 с.

33. Аширов К.Б. и др. Опыт вскрытия нефтяных пластов горизонтальными скважинами. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -№11, 1997.

34. Бабичев А.П., Бабушкина H.A., Братковский A.M. и др. Физические величины: Справочник /Под ред. И.С. Григорьева, Е.З. Мейлихова. М., Энергоатомиздат, 1991. - 1232 с.

35. Балакиров Ю. А. Термодинамические исследования фильтрации нефти и газа в залежи. М.: Недра, 1970 192 с.

36. Балакиров Ю.А. Технология и техника эксплуатации нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, ^970. - 192 с.

37. Балыгин B.C., Гришанин Ю.С., Судзиловский Н.В. и др. Основы теории-автоматического-управления^/Под-редг П.Б. Судзиловского. — М:: Машиностроение, 1985. 521 с.

38. Баренблатт Г. И., Борисов Ю. П., Каменецкий С. Г. и др. Об определении параметров нефтеносного пласта по данным о восстановлении давления в остановленных скважинах //Изв. АН СССР, ОТН. № 11. 1957.

39. Баренблатт Г. И., Максимов В. А. О влиянии неоднородностей на определение параметров нефтеносного пласта по данным'нестационарного притока жидкости к скважинам //Изв. АН СССР, ОТН. 1958. № 7.

40. Баренблатт Г.И., Ентов В.М.: Рыжик Б.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. — М.: Недра, 1972.

41. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М: Недра,- 1984.- 206 с.

42. Бар-Слива В.И., Ламонов Н.И. Комплексы глубинных приборов для гидродинамических исследований скважин //Новые исследования и разработки в области АСУ в нефтяной и газовой промышленности. Киев:

43. Киевский ин-т автоматики им. XX съезда КПСС, 1984. с. 20-24.

44. Басик Я.Н., Степанов А.Г. Скважинная аппаратура для измерения дебита и температуры //Геофизическая аппаратура. Л.: Недра, 1960. вып.44, с. 94-97.

45. Басниев К.С.и др. Подземная гидравлика.- М.: Недра, 1986.

46. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: учебник для вузов. М.: Недра, 1993. - 416 с.

47. Басниев К.С., Алиев З.С., Черных В.В. Методы расчетов дебитов горизонтальных, наклонных и многоствольных газовых скважин. Обз. информ. сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. М.: ИРЦ Газпром, 1999.

48. Белоусов Н.И., Саакян А.Е., Яковлева Л.И. Электрические кабели, провода и шнуры. Справочник. М.: Энергия, 1979. -416 с.

49. Бетчелор Дж. Введение в динамику жидкости. — М.: Мир, 1973.

50. Блинов А.Ф. О восстановлении давления в скважине, эксплуатирующей два пласта с различным забойным давлением. / Труды ТатНИИ, вып. 2, Бугульма, Таткнигоиздат, 1960, с. 253-261.

51. Блинов А.Ф., Дияшев Р.Н. Исследования совместно эксплуатируемых пластов. М.: Недра, 1971.

52. Боженко Л.И., Коган В.А. Автоматические мосты для измерения температуры с помощью низкоомных термометров сопротивления /Контрольно-измерительная техника. Львов, 1969, вып. 7, с. 90-94.

53. Боксерман A.A., Зазовский Ф.Я., Каменецкий С.Г. Об определении параметров пласта при неустановившемся притоке газированной жидкости к забою скважины. НТС по добыче нефти. ВНИИ, вып.21, М.: Недра, 1963.

54. Борисов Ю.П. Определение параметров пласта при исследовании скважин на неустановившихся режимах с учетом продолжающегося притока жидкости. /Труды ВНИИ, вып. XIX, Гостоптехиздат, 1959.

55. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. — М.: Недра. 1964 — 152 с.

56. Бромберг Э.М., Куликовский K.JI. Тестовые методы повышения точности измерения. М.: Энергия, 1978. - 176 с.

57. Бромберг Э.М., Куликовский K.JI. Тестовые методы повышения точности измерительных систем //Измерения, контроль, автоматизация. -1979; -№~2: -с: 3-12:

58. Бузинов С.И., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. — М.: Недра, 1984, — 269 с.

59. Бузинов С.Н., Григорьев A.B., Егурцов H.A. Исследование горизонтальных скважин на неустановившихся режимах // Тезисы 3-го Международного семинара "Горизонтальные скважины", 29 30 ноября 2000 г., Москва.

60. Булыгин В.Я. Гидромеханика нефтяного пласта.М.:Недра, 1974. 232 с.

61. Бурин Л.И., Васильев В.П., Коганов В.И. Справочник по радиоэлектронным устройствам /Под ред. Д.П.Линде. М.: Энергия, 1978. -440 с.

62. Ваганов В.И. Интегральные тензопреобразователи. М.: Энергоатомиздат, 1983. - 136 с.

63. Ваганов В.И., Беклемишев В.В. Схема температурной компенсации интегрального преобразователя давления //Измерительная техника.- 1977. -№5. С.23 - 26.

64. Валиуллин P.A., Болдырев В.Д. Экспериментальное изучение адиабатического эффекта в пластовых жидкостях. Физико-химическая гидродинамика: Межвузовский сборник, Уфа: Баш. Гос. Унив-т. - 1989. - с. 84-89.

65. Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш. Особенности термометрии нефтяных скважин при выделении газа в пласте. / В кн. Геофизические исследования в нефтяных скважинах./ Труды ВНИИНПГ, вып. 20, 1990, с.78-84

66. Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш. Термические исследования при компрессорном освоении нефтяных скважин. Уфа: Изд-во Башкирск. Гос. ун-та.-, 1992.-168 с.

67. Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф. Термометрия пластов с многофазными потоками. Изд-е Башкирск. Ун-та. Уфа, 1998. -116с. •

68. Валиуллин P.A., Шарафутдинов Р.Ф., Кулагин О. Л. Экспериментальное изучение термодинамических эффектов в газожидкостных системах. Физико-химическая гидродинамика: Межвузовский сборник, Уфа: Баш. Гос. Унив-т. - 1995. - с. 13-18.

69. Васильевский В.Н., Петров А.И. Техника и технология определения параметров скважин и пластов. — М.: Недра. 1989. —271 с.

70. Вахитов Г.Г., Кузнецов О. Л., Симкин Э.М. Термодинамика призабойной зоны нефтяного пласта. М.: Недра, 1978. 216 с.

71. Вахитов Г.Г. Разностные методы решения задач разработки нефтяных месторождений. — Л., Недра, 1970.

72. Вилоп Л.З. Об уменьшении влияния линии связи в измерительной системе для тензометрических датчиков. //Автоматизацияэкспериментальных исследований.-Куйбышев: 1975, вып. 8, с. 10-15.

73. Вольпин С.Г., Мясников Ю.А., Свалов A.B., Штейнберг Ю.М., Дяченко А.Г., Вольпин A.C. Анализ применения ГДИС технологий в информационном обеспечении проектирования разработки //Нефтяное хозяйство. № 10. - 2002. - с. 61-65.

74. Габдуллин Г.Г., Лукьянов Е.П. Применение глубинной дистанционной аппаратуры в нефтедобывающей промышленности Татарии. Казань: Татарское кн.изд-во, 1968. - 119 с.

75. Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика /Под ред. В.М. Запорожца. М.: Недра, 1983. - 591 с.

76. Горбунов А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1981. —240 с.

77. Горбенко JI.JI. Каротажные кабели и их эксплуатация. М.: Недра, 1978.- 160 с.

78. Горбенко JI.A., Месенжик Я.З. Кабели и провода для геофизических работ. М.: Энергия, 1977. - 192 с.

79. Григулецкий В.Г., Коротков С.В. Основные аспекты разработки трудно извлекаемых запасов нефти комбинированными системами горизонтальных и вертикальных скважин. //Геология, геофизика и разработка нефтяныхместорождений. №10, 1997. - с.

80. Григулецкий В.Г., Никитин Б.А. Стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной многозабойной скважине в анизатропном пласте. // Нефтяное хозяйство, № 1.- 1994. с.

81. Гридчин В.А., Берлинский A.C. Сравнение эффективности некоторых схем температурной компенсации //Физика и техника полупроводников. -Новосибирск: НЭТИ, 1974. С. 56 - 66.

82. Гриценко А.И. и др. Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995.-523 с.

83. Гутников B.C. Интегральная электроника в измерительных устройствах. JL: Энергия, 1980. - 248 с.

84. Дахнов В.Н., Дьяконов Д.И. Термические исследования скважин. — Д.: Гостоптехиздат, 1952. — 217с.

85. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. Учебник для вузов. 2-е изд., перераб. М., Недра, 1982. -448 с.

86. Дворецкий П.И., Попов С.Б., Ярмахов И.Г. Применение систем горизонтальных скважин для разработки газовых и нефтегазовых месторождений/ЛГорный вестник, 1997, № 3.

87. Добрынин В.М., Венделыптейн Б.Ю., Резванов P.A., Африкян А.Н. Промысловая геофизика: Учебник для вузов /Под ред.В.М. Добрынина. М.: Недра, 1986.-342 с.

88. Дубровин Б.А., Новиков С.П., Фаменко А.Т. Современная геометрия: Методы и приложения. М.: Наука, 1979, 760 с.

89. Жувагин Н.Г., Комаров С.Г., Черный В.Б. Скважинный термокондуктивный дебитомер СТД. М.: Недра, 1973. - 80 с.

90. Заворотько Ю.М. Геофизические методы исследования скважин. М.: Недра, 1983.-211 с.

91. Зайцев Г.Г., Льюнг В.Т., Дроздов Н.П. Строительство глубоких наклонно-направленных скважин на шельфе юга Вьетнама // Нефтяноехозяйство, 1996. № 8. С. 59.

92. Закиров С.Н., Пискарев В.И., Юльметьев Т.И. Особенности разработки водоплавающей нефтяной залежи горизонтальными скважинами. //Нефтепромысловое дело. №8-9, 1997, с.4-7.

93. Закиров Э.С., Юльметьев Т.И. Относительно риска разработки водонефтяных зон горизонтальными скважинами. //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. №12, 1997. - с.

94. Земельман М.А. Автоматическая коррекция погрешностей измерительных устройств. М.: Стандарты, 1972. - 80 с.

95. Зубарев В.Н., Александров A.A. Практикум по технической термодинамике. Учебное пособие для вузов. Изд. 2-е, доп. и переработ. М.: «Энергия», 1971.-352 с.

96. Иктисанов В.А., Дияшев Р.Н. Обработка кривых восстановления давления с учетом притока путем использования численных методов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1999. - № 6. -С. 60 - 63.

97. Иктисанов В.А. Совершенствование методик интерпретации кривых восстановления давления горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство, № 2, 2002 г. с. 56 - 59.

98. Иктисанов В.А. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2001. - 212 с.

99. Ильин В.Л. Телеконтроль и телеуправление.-М.: Энергия, 1969. 344 с.

100. Иогансен K.B. Спутник буровика: Справочник. 3-е изд., перераб. И доп. - М.: Недра, 1990. - 303. с: ил.

101. Исакович Р.Я. Технологические измерения и приборы. — М.: Недра, 1979.-344с.

102. Ишимбаев H.A. Инвариантные преобразователи сопротивления датчика для систем управления высокотемпературной скважиной /Автореф.дисс.канд.техн.наук. -Уфа. 1988. -20 с.

103. Каменецкий С.Г., Кузьмин В.М., Степанов В.П. Нефтепромысловые исследования пластов. М.: Недра, 1974. 224 с.

104. Карасев В.А. Особенности термометрии платиновыми сопротивлениями при исследовании высокотемпературных переходных процессов в скважине //Тр.БашНИПИнефть и ВНИИнефтепромгеофизика, вып. 9, 1974.-е. 15-18.

105. Карасев В.А. Замеры температуры при тепловых воздействиях на пласт //Нефтегазовая геология и геофизика. Вып. 4 - 1974. - с. 34-38.

106. Карелоу Х.Г. Теория теплопроводности (пер. с англ.). — М.: Гостоптехиздат, 1947.

107. Кнеллер JI.E., Гайфуллин Я.С., Антонов К.В. К прогнозу эффективности горизонтальных скважин по данным интерпретации геологогеофизических материалов с привлечением моделей притока.// НТВ «Каротажник», № 73, Тверь, 2000 г. с. 106 - 111.

108. Козлова Т.В., Лысенко В.Д. Формула дебита горизонтальной скважины. //Нефтепромысловое дело. № 1, 1997, с. 12-14.

109. Колесниченко A.B., Максимов В.М. Термодинамика многофазной химически активной смеси. Законы фильтрации Дарси и диффузии. Препринт ИПМ им. М. В. Келдыша РАН. — М., 1997. — № 52.

110. Коловертнов Ю.Д., Кутлуяров Г.Х. Приборы для измерения температуры, методы и средства глубинной термометрии: Учебное пособие. -Уфа.: изд-во УНИ. 1980. - 72 с.

111. Коловертнов Ю.Д., Кутлуяров Г.Х. Термостойкая геофизическая аппаратура с преобразователями сопротивления резистивных датчиков. -Уфа: УНИ, 1986. 68 с.

112. Коловертнов Ю.Д., Федоров В.Н., Стучебников В.М., Суханов В.И. Методы и средства измерения давления в высокотемпературных скважинах

113. Средства автоматизации технологических процессов в нефтяной промышленности: Мевуз.сб.науч.тр. Уфа. - 1987. - с. 41-52.

114. Коловертнов Ю.Д., Федоров В.Н. Глубинный термометр-индикатор расхода ГТИ// Информ.листок № 242. Уфа. - БашЦНТИ, 1988. - 4 с.

115. Коловертнов Ю.Д., Федоров В.Н. Информационно-измерительная система для исследования высокотемпературных скважин "ТЕСТ-47/Информ.листов № 284. Уфа, БашЦНТИ, 1988. - 4 с.

116. Коловертнов Ю.Д., Федоров В.Н., Мухаметшин И.В. Информационно-измерительная система для исследования высокотемпературных скважин "TECT-67/Информ.листок № 285. Уфа, БашЦНТИ, 1988. - 4 с.

117. Комплексное лабораторное изучение пород коллекторов по разведочным и эксплуатационным скважинам ОАО «Сургутнефтегаз». Отчет о НИР, том 1, Тюмень, 2000

118. Коноплев Ю.В. Геофизические методы контроля разработки нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1986, 221 с.13Т. Корн Г7, Корн Т." Справочник по математике. — М.: Недра, 1964. — 832 с. (пер. с англ.).

119. Коробейников И.В., Карпенко В.И., Зозуля Н.К. Малогабаритный профилемер ПМ-60 //Геофизическая аппаратура. -1980.-Вып.71. с. 144-148.

120. Королев Г.А., Касим Басим, Палий А.О., Максимов В.М. Влияние вязкого трения на характеристики двухфазной фильтрации // НТС «Нефтепромысловое дело», 2001, вып. 9.— С. 7—10.

121. Коротаев Ю.П. Приближенная методика расчета температурного технологического режима при проектировании разработки и обустройства газовых и газоконденсатных месторождений. — Труды ВНИИгаз, вып. 19/27. — М.: Недра, 1964.

122. Коротаев Ю.П. Тепловой режим остановленной скважины. — Труды ВНИИгаз, вып. 6/7. — М.: Недра, 1966.—С. 92—96.

123. Коротаев Ю. П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений. М., изд-во «Недра», 1968.

124. Костюченко C.B., Ямпольский В.З. Мониторинг и моделирование нефтяных месторождений. Томск: Изд-во HTJI, 2000. - 246 е.: ил.

125. Кульпин Л.Г., Мясников Ю.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоностных пластов. М., Недра, 1974.

126. Лапук Б. Б. О термодинамических процессах при движении газа в пористых пластах. «Нефтяное хозяйство», 1940, № 3.

127. Лапук Б.Б. О температурных изменениях, происходящих при движении сырой нефти в пористых пластах. «Нефтяное хозяйство», 1940, № 4.

128. Латыпов Р.Ш., Шарафиев Р.Г. Техническая термодинамика и энерготехнология химических производств: Учебник для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1998. 344 с.

129. Леви Б.И., Темнов Г.Н., Евченко B.C., Санкин В.М. Применение горизонтальных скважин на месторождениях ПО Красноленинскнефтегаз. -М.: ВНИИОЭНГ, 1993.-(Обзор, информ. Сер. "Нефтепромысловое дело".

130. Лейбензон Л.С. Подземная гидрогазодинамика. Собрание трудов, т. II. — М.: Изд-во АН СССР, 1953.

131. Лосев А.К. Теория линейных электрических цепей: учеб. для ВУЗов. -М.: Высш.шк., 1987. 512 с.

132. Лысенко В.Д. Формула дебита вертикально-горизонтальной скважины на многослойном нефтяном пласте //Нефтепромысловое дело. 1998. - № 3.

133. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. -М.: ООО «Недра-Бизнесценр», 2000. 516 с.

134. Лысенко В.Д., Козлова Т.В. К расчету дебита горизонтальных скважин. Нефтепромысловое дело. №6-7, 1997, с.4-8.

135. Львович Я.Е., Фролов В.Н. Теоретические основы конструирования,технология и надёжности РЭА: Учеб.пособие для вузов. М.: Радио и связь, 1986.- 192 с.

136. Маврин М.Я., Рамзин В.А., Ювинко Н.В., Кобарь И.Н. Зависимость дебита пробуренной горизонтальной скважины от профиля горизонтального ствола. // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-М., 1998г.-№2.

137. Максимов В.М. Основы гидротермодинамики пластовых систем. — М. : Недра, 1994.

138. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде (пер. с англ.) М.: Гостоптехиздат, 1949. - 628 с.

139. Мантуров О.В., Матвеев Н.М. Курс высшей математики. М.: Высш.шк., 1986.-480 с.

140. Мешков В.М., Нестеренко М.Г., Ледяев Е.А. Анализ технологий исследования скважин с горизонтальными стволами. //Нефтяное хозяйство, №9.-2001.-с.

141. Модюи Д. Определение продуктивности скважин с горизонтальным стволом. Комментарии к статье Спарлин Д.Д., Хаген Р.У. Борьба с выносом песка в скважине с горизонтальным стволом // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1988, № 11.

142. Молокович Ю.М. и др. Пьезометрия окрестности скважин. Теоретические основы. Казань: Изд. «ДАС», 203 с.

143. Молчанов A.A., Лукьянов Э.Е., Рапин В .А. Геофизические исследования горизонтальных нефтегазовых скважин: учебное пособие. С.-Перетбург: Международная академия наук экологии, безопасности человека и природы (МАНЭБ), 2001,298 с.

144. Мукминов М.Р. Приток жидкости к горизонтальной скважине. Тез докл. Междунар. науч.-техн. конф. "Проблемы нефтегазового комплекса России". — Уфа 1998. С 20—21.

145. Мусин М.Х. и др. Пути вовлечения забалансовых запасов в активную разработку. //Нефтепромысловое дело. №1, 1997, с. 14-20.

146. Мухер A.A., Шакиров А.Ф. Геофизические и прямые методы исследования скважин.- М.: Недра, 1981.- 295 с.

147. Намиот А. Ю. Теплопередача при подъеме нефти в скважине. Тр. ВНИИ, вып. 8. «Разработка нефтяных месторождений и гидродинамика пласта». М., Гостоптехиздат, 1956, стр. 48—53.

148. Намиот А.Ю. К вопросу об изменении температуры по стволу нефтяной или газовой скважины. Тр.ВНИИ, вып.8. «Разработка нефтяных месторождений и гидродинамика пласта». М.: Гостоптехиздат, 1956 с.53-58.

149. Намиот А.Ю. К вопросу об изменении температуры по стволу нефтяной и газовой скважины. — М.: Гостоптехиздат, 1956. -184с.

150. Нафиков А.З:, Хайруллин М:Х;, Садовников Р.В., Фархуллин Р.Г7 Интерпретация гидродинамических исследований для горизонтальных скважин //. М.: Недра, 1999. - С. 316 - 322.

151. Нащокин В.В. Техническая термодинамика и теплопередача. Учеб. пособие для вузов. М., «Высшая школа», 1969. 560с.

152. Нейман JI.P., Демирчян К.С. Теоретические основы электротехники: В 2-х т.Учеб.для вузов. Том 1. JL: Энергоиздат, 1981. - 536 с.

153. Немировский A.C. Вероятностные методы в измерительной технике. -М.: Стандарты, 1964. 216 с.

154. Непримеров Н. Н. Экспериментальные исследования некоторых особенностей добычи парафинистой нефти. Казань, изд-во КГУ, 1958.

155. Непримеров Н. Н., Пудовкин М. А., Марков А. И. Особенности теплового поля нефтяного месторождения. Казань, изд. КГУ, 1968.

156. Нефтепромысловое оборудование: Справочник /Под ред. Е.И.Бухаленко.-2-е изд., перераб. и доп.- М., Недра, 1990.- 559 с.

157. Новицкий П.В., Зограф H.A. Оценка погрешностей результатов измерений. JL: Энергоатомиздат, 1985. - 248 с.

158. Оганов К. А. Основы теплового воздействия на нефтяной пласт. М., изд-во «Недра», 1967. 203 с.

159. Определение эффективной вертикальной проницаемости для горизонтальной скважины с учетом результатов анализа продуктивности. Референт О.В.Куренков. Нефтепромысловое дело. Экспресс-информация. Зарубежный опыт. №12, 1996, с. 1-5.

160. Оценка неоднородности пласта по кривым восстановления давления. НТС по добыче нефти. ВНИИ, № 15, М., Гостоптехиздат, 1961, с. 72 77.

161. Патент 2160948 Франция, МКИ G 01 R 27/00. Способ и устройство для дистанционного измерения электрического сопротивления. Опубл. 10.09.73.

162. Петров А.И. Глубинные приборы для исследования скважин. М.: Недра, 1980.-224 с.

163. Петров Б.Н., Викторов В.А., Лункин Б.В., Совлуков A.C. Принцип инвариантности в измерительной технике. — М.: Наука, 1976. 243 с.

164. Пешков И.Б. Обмоточные провода. М.-.Энергоатомиздат, 1983. - 352 с.

165. Пехович А.И., Жидких В.М. Расчеты теплового режима твердых тел. Л.: «Энергия», 1976.

166. Пилатовский В.П. Основы гидромеханики тонкого пласта.-М.:1. Недра, 1966.

167. Пирвердян A.M. Физика и гидравлика нефтяного пласта.—М.: Недра, 1982. —192 с.

168. Пирсон С.Дж. Учение о нефтяном пласте. -М.: Недра. 1982.

169. Полигцук Е.С. Измерительные преобразователи. Киев: Вища. шк., 1981.-293 с.

170. Полупроводниковые приборы: диоды, тиристоры, оптоэлектронные приборы. Справочник /A.B. Баюков, А.Б. Гитцевич, A.A. Зайцев и др.; под общ.ред. H.H. Горюнова. — М.: Энергоатомиздат, 1983. — 744 с.

171. Практические указания испытания поисковых и разведочных скважин на нефть и газ. Часть 3. Исследование комплексом гидродинамических методов. Книга 1. Тюмень- Тверь, 1994 г.

172. Практический способ интерпретации и систематизации результатов исследования горизонтальных скважин. Референт О.В.Куренков. Нефтепромысловое дело. Экспресс-информация. Зарубежный опыт. №7-8, 1997, с. 13-19.

173. Приборы для измерения температуры контактным способом /Под ред. Р.В. Бычковского. Львов: Вища шк., 1978. - 208 с.

174. Проектирование и разработка нефтяных месторождений. Материалы научно-практической конференции (г.Москва, ЦКР, 6-8 апреля 1999 г.).- М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1999.- 404с.

175. Проселков В.М. Теплопередача в скважинах.- М.: Недра, 1975.—224с.

176. Пудовкин М. А. Теоретические расчеты поля температур нефтяного пласта при нагнетании в него воды. Вопросы усовершенствования разработки нефтяных месторождений Татарии. Казань, изд-во КГУ, 1962.

177. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика. — М: Недра, 1973.

178. Разработка термометра-индикатора расхода: Отчёт о НИР (заключительный)/ ВНИИнефтепромгеофизика. тема 435-86; ГР 01.86.0004653.-Уфа, 1986.- 75 с.

179. Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф., Халикова А.Г. Баротермический эффект при вытеснении нефти из пористой среды. Изв. АН СССР., МЖГ. -1992.-№3 с. 104-109.

180. Рамазанов А.Ш. Исследование алгоритмов обработки кривых притока по малодебитным скважинам. //Каротажник, № 74, с. 69-80.

181. Рапин В. Д^Чесноков В. А., Евдокимов В. И., Лежанкин С. И. Новая технология проведения промыслово-геофизических исследований горизонтальных скважин. //Нефтяное хозяйство, №9," 1993г. С.Г4-167

182. Расходомер РЭТС-2Т. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. АХЖ 2.833.033 ТО. Свердловск, ОЭЗСГА, 1981.

183. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 15339.0-047-00. М.: 2000.

184. Розенберг М.Д., Кундин С.А. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа. —М.: Недра, 1976.

185. Рубинштейн Л.И. Температурные поля в нефтяных пластах. — М.: Недра, 1972.—276 с.

186. Руководство. по измерению температуры в скважинах термопарным кабелем КТМС. РД 39—1-363-80. -М.: ВНИИ, 1980.

187. Руководящий документ (РД 153-39.0-109-01) Методические указания «Комппексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных инефтегазовых месторождений». М.: 2002.

188. Руководящий документ (РД 153-39.0-110-01) «Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений». М: 2002.

189. Рубинштейн JI. И. О температурном поле пласта при нагнетании в пласт горячего теплоносителя. Тр. УфНИИ, вып. 2. «Вопросы геологии, разработки нефтяного месторождения, гидродинамики и физики пласта». М., Гостоптехиздат, 1958, стр. 38—44.

190. Савельев В.А., Сугаипов Д.А. О производительности горизонтальных скважин в пластах с высокой вертикальной анизотропией и расчлененностью //Нефтепромысловое дело. № 10. - 2002. - с. 28-33.

191. Саркисов И.Г., Барминский А.Г. Каротажные станции, оборудование, кабели. Методика геофизических исследований на нефть и газ. М.: Недра, 1979. - 120 с.

192. Свидетельство на полезную модель 26326 РФ, МКИ Е 21 В 49/00. Устройство-для исследования горизонталБных"Скважин /В;М: Мешков, В.Н: Федоров, М.Г. Нестеренко //Бюл. Изобретения 2002. - № 33.

193. Скира И.Л., Черных В.А. Первый опыт газодинамических исследований горизонтальных скважин при стационарных режимах фильтрации на Ямбургском газоконденсатном месторождении. //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. №9, 1997.

194. Скира И. Л. Результаты численного моделирования оптимизации систем размещения горизонтальных газовых скважин // Четвертые Губкинские чтения. — М.: МИНГ, 1997.

195. Смирнов Ю.М., Зенкин Б.Д., Днепровская Н.И., Павлов A.A. Опыт эффективного применения автономных скважинных манометров// НТВ «Каротажник». Тверь: ГЕРС. 1999. Вып. 64. С. 91 93.

196. Соболь И.М. Численные Методы Монте-Карло. -М.:Наука, 1973.-312с.

197. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа. Под ред. С.Н.Закирова. М.: Изд. «Грааль». - 2000. - 643 с.

198. Сомов Б.Е. Коэффициенты извлечения нефти из нефтяных оторочек в наклонных неоднородных пластах горизонтальными скважинами. //«Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», №2, 1997.

199. Справочник для мастеров по добыче нефти и ремонту скважин. Справочное издание. Сургут: РИИЦ «Нефть Приобья»; 1999. - 268 с.

200. Справочник по техническим средствам автоматики /Под ред.В.Э.Низе, И.В.Антика. -М.: Энергоатомиздат, 1983. — 504 с.

201. Справочник трубы нефтяного сортамента, М. 1987

202. Стучебников В.М., Суханов В.И., Хасиков В.В. Тензорезисторные чувствительные элементы на основе структур «Кремний на сапфире» в преобразователях давления для высоких температур //Приборы и системы управления. 1981. - № 3. - с. 23-24.

203. Стучебников В.М., Суханов В.И. Оптимизация характеристик высокотемпературных тензопрео^разователей на основе структур "Кремний на сапфире"// Датчики на основе технологии микроэлектроники. МДНТП им.ФгЭгДзержинского,- 1983; - С.23-29:

204. Стучебников В.М. Тензорезисторные преобразователи на основе гетероэпитаксиальных структур «Кремний на сапфире» //Измерения, контроль, автоматизация. 1982. - № 4. - с. 15-26.

205. Сургучев М.П. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985.

206. Тараконов В.А. Перспективы усовершенствования и создания новых грузонесущих кабелей для геофизических и прострелочных работ. Прострелочно-взрывные работы в глубоких скважинах. М.: 1981. - С. 153155; Реферативный журнал Геология.-1982,- № 10. - С.41.

207. Телков А.П. Определение параметров пласта по кривым восстановления забойного давления при различной форме границы пласта. В кн. Подземная гидравлика. — Тр. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина. — М.: вып. 33, 1961.—С. 131—142.

208. Телков А.П., Телков В.А. Термогидродинамические задачи притокагаза к несовершенным скважинам. — М.: ВНИИгазпром, 1989. — 39 С.

209. Телков А.П., Телков В.А. Термогазодинамические задачи притока газа к несовершенным скважинам. — М.: ВНИИЭгазпром, 1989. 39 с.

210. Тепло- и массообмен. Теплотехнический эксперимент: Справочник. — М.: Энергоиздат, 1982.

211. Термометр ТС-300. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. АХЖ 2.821.00.ТО. Свердловск: ОЭЗСГА, 1982.

212. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Под ред. А.И.Спивака. М.: Недра, 1969.

213. Типовые задачи и расчеты в бурении /под ред. И.В. Элияшевского М.: Недра, 1982

214. Тихонов А. Н., Самарский А. А. Уравнения математической физики. — М.: Гос. изд-во техн.-теор. лит., 1953. — 680 с.

215. Туз Ю.М. Структурные методы повышения точности измерительных устройств. Киев: Высш.шк., 1976. - 255 с.237; Туричин-А-.М; Электрические-измерения-неэлектрических величин. — M.-JI. : Энергия, 1966. 690 с.

216. Федоров В.Н. Коррекция температурных погрешностей тензорезисторных датчиков //Измерительные элементы и системы управления в нефтяной и газовой промышленности: Межвуз.сб.науч.тр. -Уфа: УНИ. 1988. - с. 45-50.

217. Федоров В.Н., Мешков В.М. Современные гидродинамические методы исследования скважин //Интервал. 2002. - № 1. — С. 55-60.

218. Федоров В.Н., Шешуков А.И., Мешков В.М. Гидродинамические свойства баженовской свиты //Нефтяное хозяйство. 2001. - № 9. - С. 86-92.

219. Федоров В.Н., Шешуков А.И., Мешков В.М. Гидродинамические исследования горизонтальных скважин //Нефтяное хозяйство. 2002. - № 8. -С. 92-94.

220. Федоров В.Н., Нестеренко М.Г., Клюкин С.С. Нефть.Отбор глубинных проб. РД 5753490-033-2004. Сургут: ОАО "Сургутнефтегаз", 2004. 41 с.

221. Физический энциклопедический словарь/ Гл. ред. А.М.Прохоров. Ред. Кол. Д.М. Алексеев, A.M. Бонч-Бруевич, A.C. Боровик-Романов и др.- М.: Сов. энциклопедия 1983.- 928 с.

222. Филиппов А.И., Шарафутдинов Р.Ф. Особенности теплового поля дроссельного эффекта в пластовых условиях при наличии охлаждения закачиваемой водой //нефть игаз. 1982. - № 3. - с. 53-58.

223. Филиппов А.И. Скважинная термометрия переходных процессов. Саратов, Изд-во Саратов.унив., 1989. 116 с.

224. Фролов H. М. Гидрогеотермия. М., изд-во «Недра», 1968.

225. Харламов К.Н., Проводников Г.Б., Федоров В.Н. Методика лабораторных исследований различных технологических жидкостей при их прокачивании через керн. РД 5753490-034-2003. Сургут: ОАО «Сургутнефтегаз», 2003. — 9 с.

226. Хасан Акрам, Вольпин С. Г., Мясников Ю. А. и Исследования малодебитных скважин в России//Нефтегазовое обозрение. 1999.

227. Хисамов Р:С;, Сулейманов Э;И;, Фархуллин Р.Г., Никашев 0:А., Губайдуллин A.A., Ишкаев Р.К., Хусаинов В.М. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». 1999. - 227 с.

228. Хоминец З.Д., Шановский Я.В. Изучение зоны кольматации терригенных коллекторов промыслово-геофизическими методами // Нефтяное хозяйство. 1984. - № 7. - с. 25-27.

229. Хоминец З.Д. и др. Освоение скважин с непрерывным контролем состояния призабойной зоны // Нефтяное хозяйство. 1988. - № 4. — с. 20-22.

230. Хоминец З.Д., Косняк И.Н., Лисовский B.C. Результаты и перспективы применения струйных насосов при поиске, разведке и разработке месторождений // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 5. - с.72-75.

231. Хоминец З.Д. и др. Разработка технологических процессов исследования скважин на базе струйных насосов // Нефтяное хозяйство. -1989.-№9.-с. 61-62.

232. Чарльз Д. Д., Стартцман Р. А. Моделирование горизонтальных скважин методом потоков в условиях смешанной схемы заводнения// Материалы конф. инженеров-нефтяников, г. Лексингтон, 22-—25 октября 1991 г.

233. Чарный И.А. О методах линеаризации нелинейных уравнений типа уравнения теплопроводности.—Изв. АН СССР, ОТН, 1951, №6.

234. Чарный И. А. Нагревание призабойной зоны при закачке горячей воды в скважину. «Нефтяное хозяйство», 1953, № 2 и 3.

235. Чарный И.А. Определение некоторых параметров пластов при помощи кривых восстановления забойного давления. //Нефтяное хозяйство,№ 3, 1955.

236. Чарный И.А., Умрихин И.Д. Об одном методе определения параметров пласта по наблюдению неустановившегося режима притока к скважине.— Тр. Московского нефтяного института, вып. 24, 1959.

237. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика.-М.: Гостоптехиздат, 1963.

238. Чекалюк Э. Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа^ТСиев, Гостехиздат, 1961.267: Чекалюк Э; Б. и др. Инструкция по гидродинамическим исследованиям нефтяных и газовых залежей. Киев, Гостехиздат, 1961.

239. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. -М.:Недра, 1965.-238 с.

240. Черных В.А. Гидродинамические принципы применения горизонтальных скважин при разработке месторождений нефти и газа. //Нефтепромысловое дело. №7, 1995, с.5-6.

241. Черных В.А. Гидродинамика горизонтальных скважин // Четвертые Губкинские чтения. — М.: МИНГ, 1997.

242. Щелкачев В.Н. Избранные труды, в 2 т., том 1 М.: Недра, 1990, 399 с.

243. Щелкачев В.Н. Избранные труды, в 2 т., том 2 М.: Недра, 1990, 613 с.

244. Щелкачев В.Н. Основы и приложения неустановившейся фильтрации: Монография. М.: Нефть и газ, 1995. - 120с.

245. Щелкачев В.Н., Назаров С.Н. Учет влияния гидродинамического несовершенства скважин в условиях упругого режима. — Нефтяное хозяйство, 1954, № 5.

246. Шагиев Р.Г. Исследование скважин по KB Д. М.: Наука, 1998. - 304 с.

247. Шешуков А.И., Федоров В.Н., Мешков В.М. Влияние ствола скважины на достоверность гидродинамических исследований //Нефтяное хозяйство. -2001.-№5.-С. 64-67.

248. Эрлер В., Вальтер JI. Электрические измерения неэлектрических величин полупроводниковыми тензорезисторами. -М.: Мир, 1974. 285 с.

249. Al-Hussainy R., Ramey Н. I. and Crowford Р.В. The Flow of Real Gases through Porous Media. I.P.Т., May, 1966, p.p. 624—636.

250. Babu D.K., Odeh A.S. Productivity of a Horizontal Well. SPE 18301, 1988.

251. Beggs H.D., Brill I.P. A Study of Two — Phase How in Inclined Pipes. — J.P.T. —May, 1973.

252. Buhidma J.M. Transient Pressure Behavior of Partially Penetrating Wells Subject to Bottomivater Drive.— J.P.T., 1980, July,—P. 1251—1261.

253. Butler R.M. Horizontal wells for the recovery of oil, gas and bitumen // Petroleum Society Monograph. 1997. - 224 p.

254. Carr N.,,Kobayashi R. and Burrows D.B. Viscosity o£ Hydrocarbon, Gases-Under Press. Trans, A. I.M.E., N 201, 1954, p. p. 47—55.

255. Harris M.H. The Effect of Perforating on Well Productivity.-IPT.Apr,, 1966.

256. Hudson H. Cremona Transformations Plane and Spase. Cambridge: Univ.Press. 1927.-514p.

257. Hurst W. Unsteady flow of fluids in oil reservoirs. "Physics", v. 5, № 1, Jan 1934, pp. 20-30

258. Economidas M. J., DeimbacherF. X., Brand C. W. Comprehensive Simulation of Horizontal Well Perfomance. SPE 20717,1990.

259. Ehlig-Economides C., Joseph J. A New Test for Determination of Individual Layer Properties in a Multilayered Reservoir //SPEFE , Sept. 1987, 261-83.

260. Gacob C.E. On the Flow of Water in an Elastic Artesian Aquifer. Trans, America. Geophyc. Union. Reports and Paper. Stydrology, 1940.

261. Giger F.M. Reduction Du Number de Puits Par L'utilisation de Forages Horizontaux. Revue De L'institut Fr. Du Petrole. V.38, №3, 1983.

262. Goode P. A., Wilkinson D. J. Inflow Perfomance of partially open Horizontal Wells. SPE 19341,1989.

263. Joshi S.D. Horizontal Well Technology, 1991, pp. 533.

264. Kalaydjian F., Bourbiaux B., Cuerillot D. Viscous coupling between fluid phases for two-pnase flaw in porous media: theory versus experiment. Proc. 5-th Eur. Symp. on improved oil recovery, Budapest: 1989. — P. 717—726.

265. Kazemi H. Pressure builup in reservoir limit testing of stratified systems //JPT , April, 1970.

266. Kolhads Ch. A. A Method for Analyzing Pressures Measured During Drillstrem — Test Flow Periods. — J.P.T., Oct., 1972.

267. Kuchuk F., Brigham W.E. Unsteady — State Water Influx in Elliptic and Anisotropy Reservoir / Aquifer Systems. — SPEJ, June 1981, p.p. 309—314.

268. Kuchuk F., Karakas M., Ayestaran L. Well Testing and Analysis Techniques for Layered Reservoirs //SPEFE , Aug. 1986, 342-54.

269. Landrum R.L., Grawford P.B. Effect of Drain Hollis Drilling on Production Capasity. — I.P.T. Febr., 1955.

270. Lee W.J. Characterizing formations with well tests. SPE, S.A.Holditch and Associates, Inc. -1997.

271. Lefkovits H.C. et al. A. Study of the behavior of bounded reservoirs composed of stratified layers //SPEJ, March, 1961.

272. Nisle R.G. The Effect of Partial Penetration on Pressure Build up in Oil Wells. — J.P.T., vol 213, May, 1958.

273. Midenberger D. Einfluss der Luleitungen Bei Temperaturmessung mit Widerstandsthermometer "Hansa" 1972, 109, № 3, 244-247.

274. Muskat M. The flow of compressible fluids through porous media and some problems in heat conduction. "Physics", v. 5, № 3, March 1934, pp. 71-94.

275. Perrine R.L. Well Productivity Increase From Drain Hollis as Measured by Model Studies. — Petr. Tranc. AIME, vol. 204, 1955.

276. Prijambodo R., Raghavan R., Reynolds A.C. Well Test Analysis for Well Producing Layered Reservoirs with Crossflow //SPEJ, June, 1985, 380-96.

277. Polubarinova-Kochina P.Ya. Theory of groundwater movement. Princeton, 1962.

278. Shah P.C., Karakas M., Kuchuk F., Ayestaran L. Estimation of the Permeabilities and Skin Factors in Layered Reservoirs with Downhole Rate and Pressure Data //SPEFE, Sept, 1988, 555-66.

279. Sherrard D. W. Prediction and Evalution of Horizontal Well Perfomance. SPE 25565, 1993.

280. Spivey J.P., Lee W.J. Fundamentals of type curve analysis//Petroleum Engineer. 1997. - Sept - Pp. 63 - 70.

281. Streltsova T.D., Mc Kinly R.M. Early Time Buildup Data Analysis for a Complex Reservoir. J. Petrol, Technol. 1982, V. 34, N 5, p.p. 1145—1155.

282. Stewart G., Westaway P. Future development in well test analysis: horizontal well test interpretation techniques//Petroleum Engineer. -1997. Nov. -Pp. 77 - 80.

283. Stewart G. Recent Development in Well Test Analysis / Petroleum Engineer. -19977-Aug.-Pp. 47 -56.

284. Ramey H. J. and Agrawal R. G. Annulus Unloading Rates as Influenced by Wellborn Storage and Skin-Effect. Soc. Pet. Eng. I, Oct. 1972.

285. Reeves S. R. Utilization of Horizontal Wells for Secondary Oil Recovery. SPE 25350, 1993.

286. Renard G.I., Dupug J.M. Influence of Formation Damage on the Flow Efficiency of Horizontal Wells. Paper SPE 19414, Louisiana 1990.

287. Tariq S.M., Ramey H.J. Drawdonw behavior of a well with storage and skin effect communicating with layers of different radii and other characteristics //SPE 7453, Oct. 1978.

288. Zana E.T., Thomas G.W. Some Effect of Contaminants of Real Gas Flow. — J.P.T.,N9, Sept., 1970.