Исследование нестационарных температурных полей в нефтегазовых пластах применительно к термометрии скважин тема автореферата и диссертации по физике, 01.04.14 ВАК РФ
|
Паршин, Антон Владимирович
АВТОР
|
||||
|
кандидата технических наук
УЧЕНАЯ СТЕПЕНЬ
|
||||
|
Уфа
МЕСТО ЗАЩИТЫ
|
||||
|
2012
ГОД ЗАЩИТЫ
|
|
01.04.14
КОД ВАК РФ
|
||
|
|
||||
0050
На правах рукописи
Г7
ПАРШИН АНТОН ВЛАДИМИРОВИЧ
ИССЛЕДОВАНИЕ НЕСТАЦИОНАРНЫХ ТЕМПЕРАТУРНЫХ ПОЛЕЙ В НЕФТЕГАЗОВЫХ ПЛАСТАХ ПРИМЕНИТЕЛЬНО К ТЕРМОМЕТРИИ СКВАЖИН
01.04.14 - Теплофизика и теоретическая теплотехника
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук
Уфа-2012
1 О
005017470
Работа выполнена на кафедре геофизики' ФГБОУ ВПО «Башкирский государственный университет» и в Московском научно-исследовательском центре ООО «Технологическая Компания Шлюмберже».
Научный руководитель: доктор технических наук,
доцент Рамазанов Айрат Шайхуллинович
Научный консультант: доктор физико-математических наук,
профессор Попов Юрий Анатольевич
Официальные оппоненты: доктор технических наук,
профессор Федоров Вячеслав Николаевич
Защита состоится «24» мая 2012 г. в 14 час 00 мин на заседании диссертационного совета Д 212.013.04 при Башкирском государственном университете по адресу: 450074, г. Уфа, ул. Заки Валиди, д. 32, ауд. 216.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Башкирского государственного университета.
Автореферат разослан «20» апреля 2012 г.
Ученый секретарь
доктор физико-математических наук, профессор Булгакова Гузель Талгатовна
Ведущая организация:
ОАО НПФ «Геофизика»
диссертационного совета
Шарафутдинов Р.Ф.
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы.
Термометрия исторически является первым методом исследования скважин. Первые термические исследования были проведены российским ученым Д.В. Голубятниковым еще в 1909 г. В настоящее время термометрия широко применяется практически на всех стадиях жизни скважины и позволяет эффективно решать многие геолого-промысловые задачи. Однако, несмотря на достаточно широкое применение, в настоящее время интерпретация данных термометрии остается только на качественном уровне. Одной из причин такого положения дел является недостаточная теоретическая изученность температурных процессов в нефтегазонасыщенных пластах, в особенности для случаев многофазной фильтрации нефти, газа и воды с учетом разгазирования нефти при снижении давления ниже давления насыщения.
Имеются месторождения, где давление насыщения близко к пластовому и в пласте в окрестности добывающих скважин происходит разгазирование нефти. При освоении малодебитных скважин часто используют технологии вызова притока флюида из пласта, когда забойное давление в течение некоторого промежутка времени может оказываться ниже давления насыщения. В этих условиях важной задачей является построение и совершенствование математических моделей для исследований термогидродинамических процессов в пласте с фазовыми переходами.
Во многих случаях использование только сложных численных моделей на стадии планирования исследований и оперативной интерпретации неоправдано ввиду недостаточной информации о входных данных, что также затрудняет установление закономерностей, позволяющих определить необходимые подходы к методике работ и интерпретации результатов термогидродинамических исследований при освоении и эксплуатации
скважин. Для этого необходимы и простые аналитические модели, учитывающие основные физические процессы.
В связи с этим возникает необходимость разработки математических моделей для теоретического изучения вклада различных термодинамических эффектов в температурное поле в пласте, определения границ применимости аналитических моделей и совершенствования на их основе методики скважинных исследований и интерпретации данных.
Цель работы.
Повышение эффективности термогидродинамических исследований пластов на основе использования математических моделей неизотермической многофазной фильтрации флюида с фазовыми переходами.
Объект исследования. Неизотермическая многофазная фильтрация нефти, газа и воды с учетом разгазирования нефти.
Предмет исследования. Влияние водонасыщенности, газового фактора, теплоты фазового перехода, теплопроводности, теплоемкости и баротермического эффекта на нестационарные температурные поля в пласте.
Основные задачи исследования.
1. Анализ современного состояния теоретических и экспериментальных работ в области изучения многофазной неизотермической фильтрации в пласте с целью постановки задачи исследований.
2. Разработка математических моделей для определения температурного поля в пласте при трехфазной фильтрации флюида с фазовыми переходами.
3. Исследование влияния термодинамических эффектов на динамику изменения температуры в пласте при трехфазной фильтрации флюида с фазовыми переходами.
4. Определение путей практического использования разработанных математических моделей при термогидродинамических исследованиях пластов и интерпретации данных.
5. Совершенствование теоретической и экспериментальной базы измерений тепловых свойств пород для обеспечения созданных математических моделей надежными входными данными о тепловых свойствах резервуара.
Научная новизна.
1. Разработаны новые математические модели нестационарных термогидродинамических процессов в пласте, учитывающие фазовый переход, баротермический эффект, конвективный и кондуктивный теплоперенос при трехфазной фильтрации флюида в пористой среде для забойных давлений ниже давления насыщения нефти газом.
2. Определены условия инверсии температурной аномалии в зависимости от газового фактора для различных значений водонасыщенности. Оценен вклад радиальной теплопроводности в формирование температурного поля в пласте и дана оценка влияния неопределенностей в значениях входных параметров модели на точность определения температуры в пласте.
3. Разработаны теоретические основы нового метода измерений тепловых свойств горных пород (теплопроводности, температуропроводности и тепловой активности) с использованием кругового источника тепла.
4. Найдены пути экспериментальной реализации разработанной теоретической модели метода измерений комплекса тепловых свойств горных пород и разработана экспериментальная установка для измерений тепловых свойств.
Защищаемые научные положения,
1. Разработанные математические модели тепло- и массопереноса при многофазной фильтрации с учетом конвективного и кондуктивного
теплопереноса, фазового перехода и баротермического эффекта позволяют адекватно описать процесс формирования температурного поля в пласте применительно к задачам освоения и эксплуатации скважин при контроле за разработкой нефтяных и нефтегазовых месторождений.
2. Комплексный учет влияния водонасыщенности и радиальной теплопроводности на формирование температурного поля в пласте при определении инверсных значений газового фактора и теплоты разгазирования позволяет повысить достоверность определения времени наблюдения отрицательных температурных аномалий.
3. Применение разработанных теоретических и экспериментальных основ нового метода измерений тепловых свойств горных пород улучшает качество исходных данных о тепловых свойствах резервуаров и вмещающих пород и повышает достоверность результатов расчета температурных полей в пласте на основе созданных математических моделей.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций
основана на использовании фундаментальных уравнений тепло- и массопереноса в пористых средах и апробированных численных методов решения задач неизотермической фильтрации, сравнением результатов с известными аналитическими решениями, а также сопоставлениями результатов теоретических и экспериментальных исследований, показавшими удовлетворительное согласие теории и эксперимента.
Практическая значимость и реализация результатов работы.
Практическая значимость работы заключается в повышении эффективности термогидродинамических исследований пластов в процессе освоения и эксплуатации скважин при давлениях близких или ниже давления насыщения. Созданные математические модели обеспечивают повышение качества планирования и интерпретации результатов термогидродинами-
ческих исследований пластов за счет учета установленных особенностей динамики температурных полей при наличии фазового перехода, баротермического эффекта, кондуктивного и конвективного теплопереноса при трехфазной фильтрации флюида в пористой среде для забойного давления ниже давления насыщения нефти газом.
Результаты диссертационной работы использованы в ООО «Технологическая Компания Шлюмберже» при выполнении научно-исследовательских проектов, применены компанией НПФ «ГеоТЭК» при разработке методического руководства по интерпретации результатов термогидродинамических исследований скважин с многофазными потоками. Разработанный программный комплекс включен в модуль геофизического калькулятора интегрированной системы автоматизированной интерпретации и обработки «ПРАЙМ» в НПЦ «ГеоТЭК».
Личный вклад автора заключается в решении задач исследования; разработке математических моделей многофазной фильтрации; проведении тестирования моделей и численных экспериментов; разработке и метрологическом тестировании экспериментальной установки для измерений тепловых свойств горных пород.
Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались на Международном научном симпозиуме International Symposium of the Society of Core Analysts (Остин, 2011), Международных конференциях 9th Middle East Geosciences Conférence and Exhibition (Манама, 2010), Canadian Unconventional Resources & International Petroleum Conférence, (Калгари, 2010), «Молодые - Наукам о Земле» (Москва, 2010), «Новые Идеи в Науках о Земле» (Москва, 2009), Международной школе-конференции для студентов, аспирантов и молодых ученых «Фундаментальная математика и ее приложения в естествознании» (Уфа, 2010), VIII Региональной школе-конференции для студентов, аспирантов и молодых ученых по математике, физике и химии (Уфа, 2008) и Международной школе-конференции по математике и физике (Уфа, 2005), а
7
также на научном семинаре кафедры геофизики БашГУ под руководством проф. Валиуллина P.A. (Уфа, 2009-2012).
Публикации. Основные положения диссертации опубликованы в 15 научных работах, включая 1 патент РФ и 5 статей в журналах, рекомендованных ВАК РФ.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения и списка литературы. Общий объем работы составляет 154 страницы и включает список литературы из 125 наименований, 52 рисунка и 12 таблиц.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность темы диссертационного исследования, сформулированы цель и задачи, обоснованы научная новизна и практическая ценность, приведены основные защищаемые положения и результаты, выносимые на защиту.
В первой главе анализируется современное состояние теоретических работ в области изучения многофазной неизотермической фильтрации в пласте применительно к задачам скважинной термометрии, приводится обзор современного состояния в области экспериментальных исследований по определению коэффициента Джоуля-Томсона, адиабатического коэффициента и теплоты разгазирования. На основе анализа теоретических и экспериментальных работ выявлена необходимость исследования неизотермических процессов в пласте и скважине, происходящих при фильтрации газированной нефти и воды с учетом фазовых переходов, с целью повышения достоверности результатов интерпретации термогидродинамических исследований. Приведена постановка задачи о трехфазной (нефть, вода и газ) неизотермической фильтрации в пористой среде на основе модели нелетучей нефти Маскета-Мереса (black-oil model) с учетом конвективного и кондуктивного переноса тепла, баротермического эффекта и теплоты фазового перехода.
Анализ результатов экспериментальных работ по определению коэффициента Джоуля-Томсона и адиабатического коэффициента для различных нефтей и теплоты разгазирования в зависимости от температуры и давления, показал, что в литературе данные об изменении этих величин не только в зависимости от температуры и давления, но и при нормальных термобарических условиях малочисленны. Использование средних значений этих коэффициентов для количественной интерпретации результатов термогидродинамических исследований может привести к некорректным результатам ввиду значительной неопределенности в этих параметрах. В связи этим, необходимо проведение исследования по оценке влияния неопределенностей во входных параметрах на точность определения температуры при использовании математических моделей, описывающих многофазную неизотермическую фильтрацию в пористой среде.
Рассматриваются также современные проблемы оценки тепловых свойств горных пород как необходимого этапа при расчете температурных полей в пласте. Используемая в настоящее время повсеместно в практике интерпретации термогидродинамических исследований формула для расчета эффективной теплопроводности насыщенной пористой среды на основе арифметического усреднения коэффициентов теплопроводности материала скелета пористой среды и насыщающей жидкости не подтверждается результатами лабораторных экспериментов. Показано, что наиболее предпочтительным является использование формулы Лихтенеккера для определения значения эффективной теплопроводности насыщенной пористой среды.
Из всего многообразия современных методов определения тепловых свойств единственным достоверным источником информации о тепловых свойствах является проведение полного комплекса теплофизических измерений на керне для каждого отдельного объекта. Вместе с тем, даже для лучших методов измерений тепловых свойств на керне характерны существенные недостатки, требующие улучшения экспериментальной базы.
9
Показано, что наиболее перспективным путем решения данной проблемы является создание нового метода измерений тепловых свойств, предусматривающее разработку его теоретических и экспериментальных основ и создание экспериментальной установки для измерений комплекса тепловых свойств, реализующей данный метод.
Во второй главе рассматривается созданная аналитическая модель, описывающая формирование температурного поля в пласте при плоскорадиалыюм и плоскопараллельном притоке к скважине газированной нефти и воды. Возможность аналитического исследования нелинейной термогидродинамической системы обеспечивается одним существенным допущением, а именно, считается, что после снижения давления в скважине ниже давления насыщения в пласте мгновенно устанавливается стационарное поле давления (следовательно, и скорости фильтрации, и насыщенности). Кроме этого, в модели приняты следующие допущения:
- пласт является пористым, однородным и горизонтальным;
- естественная температура вдоль пласта постоянна;
- неизотермичность фильтрации при давлении выше давления насыщения нефти газом обусловлена баротермическим эффектом, а при давлении ниже насыщения нефти газом дополнительно и теплотой разгазирования нефти;
- рассматривается однотемпературная модель, температура нефти и газа, а также и скелета пористой среды в каждой точке пласта совпадают;
- принимается во внимание адиабатическое приближение, пренебрегается влиянием теплоотдачи в подстилающие и покрывающие породы на температурное поле в пласте;
- в пласте не учитывается радиальная теплопроводность;
- имеет место баротропное приближение, пренебрегается влиянием
изменения температуры в пласте на параметры флюида и пласта.
Полученные решения описывают изменение во времени температуры
фильтрующегося в пористой среде трехфазного потока нефти, газа и воды с
10
учетом теплоты разгазирования нефти и баротермического эффекта, что позволяет оценить величины температурных эффектов и выяснить закономерности в динамике температуры газожидкостного потока, дать характерные времена процессов, определяющих зависимость температуры от времени при разгазировании нефти в пласте. Решения могут быть использованы и при тестировании численных моделей.
Показано, что основная особенность в изменении температуры газожидкостного потока во времени при наличии разгазирования нефти заключается в немонотонной зависимости от времени (Рис. 1).
Время, Ч
а) б)
Рис. 1. Зависимость изменения температуры на выходе из пласта от времени: а) для различных значений газового фактора; б) для различных значений водонасыщенности в пласте.
Данная особенность свидетельствует о том, что в начальный период эксплуатации скважин, при освоении скважин и испытании пластов аномальное поведение в зависимости температуры от забойного давления и времени может наблюдаться и при малых значениях газосодержания пластовой нефти, когда в длительное время работающих скважинах влияние разгазирования нефти в пласте не сказывается на распределении температуры. Это необходимо учитывать при планировании термических исследований и интерпретации термограмм.
По характеру изменения температуры во времени выделяется два критических или инверсных значения коэффициента растворимости (или газового фактора). Для растворимости а < разгазирование нефти в пласте не сказывается на поведении нестационарной температуры на забое,
11
наблюдается монотонный рост температуры во времени. Для < а < а?пУ изменение температуры на забое немонотонно во времени, в течение некоторого времени температура снижается ниже пластовой, затем растет, и установившаяся температура на забое оказывается выше пластовой. Для а > а?пу наблюдается немонотонное изменение температуры во времени и установившаяся температура оказывается ниже пластовой. Определены значения инверсных параметров.
В третьей главе описывается решение задачи трехфазной (нефть, вода и газ) неизотермической фильтрации в пористой среде на основе модели нелетучей нефти Маскета-Мереса, в которой углеводородная система аппроксимируется двумя компонентами: нефтью и газом, растворимым в нефти. В отношении рассматриваемой системы принято, что нефть не испаряется в газовую фазу, процесс разгазирования равновесный. Температуры фаз и скелета считаются одинаковыми. Считается, что разгазирование происходит мгновенно.
При сделанных предположениях уравнения одномерной модели равновесной трехфазной неизотермической фильтрации для плоскорадиального течения в горизонтальном пласте имеют следующий вид:
»п^(рЛ)+™(гр! »!) = -;. (!)
™ (РгЫ + ~ (гр2»2) =]> (2)
т^(р151 + р252+р35з)+~(г(р1и1+р2г2+рзи3)) = 0, (3) ^ (СТ) МРЛ+ РгСгОг + Рз^зЮ =
(4)
др др +ш(р1с1517;1 + р2с252?;2 + РзСз^г/з) Л + (^РА1^ + £2рг^2^2 + £3р353 и3) —,
5, + 52 + 53 = 1. (5)
Здесь
С - т(р1с1Б1 + р2с252 + р3с353) + (1 - т)р0с0 - объемная теплоемкость
12
насыщенной пористой среды;
Л* = Л™ • Ло"т - эффективная теплопроводность насыщенной пористой среды; Хг = Л^5' ■ Я™52 • Я™53 - эффективная теплопроводность трехфазной смеси;
VI = - - скорость фильтрации /-ой фазы;
т - пористость; pi - истинные плотности фаз; Si - насыщенность /'-й фазой; К, к, - абсолютная и относительная фазовая проницаемости; щ - динамическая вязкость; р - давление; Г - температура; с( - удельная теплоемкость; ц -теплота фазового перехода при разгазировании; ] - интенсивность переноса массы при разгазировании; г/; - адиабатический коэффициент /-ой фазы; е( -коэффициент Джоуля-Томсона /-ой фазы; Л¡ - теплопроводность /-ой фазы; индексами обозначены: 0 - скелет пористой среды, 1 - нефть, 2 - газ, 3 - вода.
В правой части уравнения (4) первое слагаемое описывает кондуктивный перенос тепла, второе - теплоперенос при межфазном переходе, третье - теплоту фазового перехода, четвертое и пятое слагаемые описывают источниковые члены, обусловленные адиабатическим эффектом и эффектом Джоуля - Томсона.
Начальные и граничные условия:
р1с=о =/пл> Л(=о = тт,
V 1г=к* = рпл. Т\г=/!к = Гпл. ■?г1г=о = 5го» (5)
Р1Г-Гс=рс(о, А£1г=гс = ясг-Тс)'
Здесь а - коэффициент теплообмена, Рпл - пластовое давление, 510 - начальная насыщенность фаз, рс - давление в скважине, Тс - температура в скважине, Гпл -пластовая температура, S°0 - граничные значения насыщенностей фаз. Уравнения состояния фаз приняты в виде:
pi = р?(1 + - Ро)) ,¿=1,3- для жидкой фазы, (7)
р2 = р°Р~т7Г~Г) 'ДЛЯ газовой Ф33"' ^
где pi - коэффициенты сжимаемости нефти и воды, р° - истинные плотности фаз при давлении Р0 и температуре Т0, z(p,T) - коэффициент сверхсжимаемости газа.
Для дискретизации системы (1) - (4) с дополнительными условиями (5) - (8) используется метод контрольного объема. Полученная система нелинейных алгебраических уравнений решается методом Ньютона.
Модель протестирована на известных аналитических решениях задач теплопроводности, однофазной фильтрации несжимаемого флюда и трехфазной фильтрации нефти, воды и газа для установившегося температурного поля. Полученное максимальное расхождение не превышает 1,6 %.
Результаты расчетов аналитической модели сравнены с расчетами на численной модели. Показано, что аналитическая модель удовлетворительно согласуется с численной, она может быть использована для инженерных расчетов на практике и получения первых приближений при решении обратных задач.
На основе результатов сравнения аналитической и численной моделей установлены следующие границы применимости аналитического решения для описания неизотермической фильтрации нефти, газа и воды при давлении ниже давления насыщения нефти газом:
- скорость снижения забойного давления ниже давления насыщения нефти газом составляет не менее чем 20 атм/мин;
- значения давления насыщения нефти газом превышают забойное давления не более чем на 20% (например, при забойном давлении 100 атм и депрессии 100 атм удовлетворительное согласие аналитической модели с численной наблюдается при значении давления насыщения нефти газом не более 120 атм);
- коэффициент подвижности нефти составляет не менее 20 мД/сПз.
Установлено, что теплота разгазирования является инверсным
параметром (Рис. 2), т.е. имеются такие предельные значения теплоты
14
разгазирования, при которых наблюдаемая на выходе из пласте температурная аномалия будет положительной (не более 150 кДж/кг при газовом факторе не более 100 м3/м3) или отрицательной (не менее 150 кДж/кг при газовом факторе не менее 100 м3/м3).
Время, с
Рис. 2. Изменение температуры на выходе из пласта со временем в зависимости от теплоты разгазирования. Шифр кривых - теплота разгазирования, кДж/кг: 1 - 0; 2 - 50; 3 -150; 4-300.
Проведенный анализ влияния радиальной теплопроводности на формирование температурного поля позволил установить следующие закономерности (Рис. 3):
- учет радиальной теплопроводности значительно изменяет характер зависимости температурной аномалии от времени, уменьшается время достижения минимума температурной аномалии (в некоторых случаях на 200-300%) и наклон температурной кривой на участке преобладания дроссельного разогрева, а продолжительность наблюдения отрицательной температурной аномалии увеличивается;
- при значениях коэффициента подвижности нефти меньше 10 мД/сПз неучет радиальной теплопроводности приводит к погрешностям в
15
определении величин температурной аномалии до 30%, которые достигают максимума в более чем 100% при значении коэффициента подвижности нефти не более 0,1 мД/сПз.
0,5
ю 100 1000 юооо юоооо
Время, с
Рис. 3. Влияние кондуктивного теплопереноса на изменение температуры на выходе из пласта в зависимости от времени (сплошные кривые - при значении теплопроводности флюидонасыщенной пористой среды Я = 4 Вт/(м-К), пунктирные кривые - Я = 0 Вт/(м К)). Сплошная и пунктирная кривые 1 соответствуют коэффициенту подвижности нефти 100 мД/сПз, кривые 2-10 мД/сПз, кривые 3-1 мД/сПз.
Показано, что комплексный учет влияния водонасыщенности и радиальной теплопроводности в формирование температурного поля в пласте при определении инверсных значений газового фактора и теплоты разгазирования позволяет повысить достоверность определения времени наблюдения отрицательных температурных аномалий.
Имеются такие значения водонасыщенности, при которых формирование температурного поля в пласте происходит аналогично случаю однофазной фильтрации нефти (например, при газовом факторе 200 м3/м3 такое значение водонасыщенности составило 60 %, а при газовом факторе 100 м3/м3 - 40%).
С целью оценки влияния неопределенностей в значениях входных параметров модели на точность определения температуры в пласте были проведены параметрические исследования (Рис. 4).
-150 -100 -50 0 50 100 150
Теплопроводность насыщенной породы
Удельная теплоемкость скелета
Теплота разгазированпя
Адиабатический коэффициент нефти
Коэффициент
Джоуля-Томсопа нефти
-150 -100 -50 0 50 100 150
Относительное изменение температуры, %
100с ■ 1000 с ■ 10000с
Рис. 4. Результаты параметрических исследований при коэффициенте подвижности нефти 0,1 мД/сПз.
Результаты проведенных параметрических исследований показали, что влияние неопределенности в задании входных параметров модели, таких как эффективная теплопроводность насыщенной горной породы, коэффициент Джоуля-Томсона нефти, адиабатический коэффициент нефти, удельная теплоемкость скелета горной породы, оказывает различное влияние на рассчитываемую величину изменения температуры в пласте в различные моменты времени, что может быть использовано при решения обратных задач скважинной термометрии. Например, влияние теплопроводности флюидонасыщенной горной породы до момента времени 100 с может составлять 1 %, а для времени 10 000 с - 27%.
В четвертой главе рассматриваются пути практического использования разработанных моделей в скважинной термометрии. Проведенный анализ результатов расчетов, выполненных на численной и аналитической моделях, показал, что температурное поле в пластах в условиях разгазирования нефти и наличия многофазных потоков по сравнению со случаем для однофазных потоков имеет ряд особенностей, которые необходимо учитывать при планировании термогидродинамических исследований, проведении исследований на скважинах и интерпретации данных.
Практическое использование разработанных математических моделей и полученных результатов было осуществлено в следующих трех направлениях:
1. Использование моделей в алгоритмах количественной интерпретации при решении обратных задач.
2. Учет особенностей температурных полей при разработке методического руководства по интерпретации результатов термогидродинамических исследований скважин с многофазными потоками.
3. Реализация моделей в программном комплексе, включенном в модуль геофизического калькулятора интегрированной системы автоматизированной интерпретации и обработки «ПРАЙМ».
Данный программный комплекс предусматривает возможность расчета как значений температурных аномалий, так и их зависимости от времени в различные периоды работы скважины. Кроме того, возможен также расчет времени стабилизации температурного поля, величин инверсных значений растворимости, газового фактора, теплоты фазового перехода, при которых ожидается изменение знака температурной аномалии, определяется относительный вклад каждого из учитываемых термодинамических эффектов. Ценность таких расчетов заключается в возможности принятия оперативного решения по регулированию температурных аномалий изменением давления в скважине, например, при решении задач по
18
выделению нефтенасыщенных и водонасыщенных перфорированных интервалов.
Расчет нестационарных значений температурных аномалий в зависимости от совокупного влияния режимов работы скважины, свойств пласта и газожидкостного потока и термодинамических эффектов позволяет выявлять и исследовать характер изменения забойной температуры, который может быть использован при разработке методики термогидродинамических исследований, планировании термических исследований, интерпретации термограмм, зарегистрированных в процессе эксплуатации и освоения скважин со снижением давления в скважине ниже давления насыщения нефти газом.
Итогом работ также стала разработка теоретических и экспериментальных основ методической базы для измерений тепловых свойств пород на основе метода плоского зонда и создание экспериментальной измерительной установки, реализующей данный метод. Была разработана теоретическая модель метода измерения комплекса тепловых свойств горных пород, обеспечивающая определение в явном виде теплопроводности, температуропроводности и тепловой активности пород путем нагрева образцов круговым источником тепла с равномерно распределенной мощностью при измерении температуры образца в центре и по всей площади кругового источника. Найдены пути экспериментальной реализации разработанного метода измерений комплекса тепловых свойств горных пород. На основе разработанных теоретической и экспериментальной моделей метода измерений создана экспериментальная установка для измерений тепловых свойств, позволяющая обеспечить необходимое качество исходных данных по тепловым свойствам. Такой комплекс работ позволил существенно повысить качество теплофизических измерений на керне и обеспечил созданные математические модели неизотермической фильтрации в пористой среде надежными исходными данными, что является необходимым условием успешного внедрения осуществленных разработок.
19
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ
1. Разработана и исследована численная модель тепло- и массопереноса при многофазной фильтрации с учетом конвективного и кондуктивного теплопереноса, баротермического эффекта и теплоты фазового перехода, которая позволяет адекватно описывать процесс формирования температурного поля в пласте для заданного изменения забойного давления во времени.
2. Разработана и исследована аналитическая модель неизотермической фильтрации нефти, газа и воды при давлении ниже давления насыщения нефти газом, которая при определенных условиях удовлетворительно согласуется с численной и может быть использована для инженерных расчетов на практике и получения первых приближений при решении обратных задач. Установлены границы применимости аналитического решения.
3. Результаты проведенных параметрических исследований показали, что влияние неопределенности в задании входных параметров модели, таких как эффективная теплопроводность флюидонасыщенной горной породы, коэффициент Джоуля-Томсона нефти, адиабатический коэффициент нефти, удельная теплоемкость скелета горной породы, оказывает различное влияние на рассчитываемую величину изменения температуры в пласте в различные периоды времени, что должно учитываться при решении обратных задач скважинной термометрии.
4. Показано, что комплексный учет влияния водонасыщенности и радиальной теплопроводности в формирование температурного поля в пласте при определении инверсных значений газового фактора и теплоты разгазирования позволяет повысить достоверность определения времени наблюдения отрицательных температурных аномалий.
5. Проведенный анализ влияния радиальной теплопроводности в формирование температурного поля позволил установить, что учет
радиальной теплопроводности значительно изменяет характер зависимости температурной аномалии от времени, уменьшается время достижения минимума температурной аномалии (в некоторых случаях на 200-300%) и наклон температурной кривой на участке преобладания дроссельного разогрева, а продолжительность наблюдения отрицательной температурной аномалии увеличивается.
6. Разработаны теоретические и экспериментальные основы нового метода измерений тепловых свойств горных пород, что позволило создать экспериментальную измерительную установку для теплофизических исследований пород на керне. Разработанная в итоге аппаратурно-методическая база обеспечила повышение качества экспериментальных данных о тепловых свойствах консолидированных, слабоконсолидированных и рыхлых пород, что существенно повысило эффективность применения созданных математических моделей за счет улучшения исходных данных о свойствах резервуара и вмещающих пород.
ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ
В изданиях, рекомендованных ВАК:
1. Паршин A.B. Температурное поле в нефте-водонасыщенном пласте с учетом разгазирования нефти / А.Ш. Рамазанов, A.B. Паршин // Нефтегазовое дело : электрон, науч. журн. - 2006. — №1. URL: www.ogbus.ru/authors/Ramazanov/Ramazanov 1 .pdf.
2. Parshin A.V. Temperature distribution in oil- and water-saturared reservior with account of oil degassing / A.Sh. Ramazanov, A.V. Parshin // Нефтегазовое дело : электрон, науч. журн. - 2006. - №1. URL: www.ogbus.ru/eng/authors/ Ramazanov/ Ramazanov le.pdf.
3. Паршин A.B. Нестационарное температурное поле в пористой среде при фильтрации газированной нефти и воды / А.Ш. Рамазанов, A.B. Паршин // Вестник Башкирск. ун-та. - 2007. №1. - С.16-18.
4. Паршин А.В. Теоретические модели метода измерений тепловых свойств пород с применением кругового источника / М.Н. Юдин, Ю.А. Попов, А.В. Паршин // Известия ВУЗов, серия «Геология и разведка». - 2010. - №4. - С. 48-55.
5. Пат. 2403561 Российская Федерация, МПК G 01 N 25/00. Способ определения тепловых свойств твердых тел и устройство для его реализации / Попов Ю.А., Шако В.В., Паршин А.В., Сафонов С.С.; заявитель и патентообладатель «Шлюмберже Текнолоджи Б.В.». - № 2009138616/28; заявл. 21.10.2009; опубл. 10.11.2010.- Бюл. № 31.
6. Паршин А.В. Аналитическая модель температурных изменений при фильтрации газированной нефти / А.Ш. Рамазанов, А.В. Паршин // Теплофизика высоких температур. - 2012. - №4 (принято к печати).
В других изданиях:
7. Parshin A.V. A new powerful tool for interpreting and predicting in reservoir geophysics: theoretical modeling as applied to laboratory measurements of thermal properties / I.O. Bayuk, Y.A Popov, A.V. Parshin // Proceedings of the International Symposium of the Society of Core Analysts. - Austin. - 2011. -SCA2011-39. - C. 1/1-1/12.
8. Паршин А.В. Аналитическая модель для расчета изменения температуры в пористой среде при фильтрации газированной нефти / А.В. Паршин, А.Ш. Рамазанов // Тезисы докладов Международной школы-конференции для студентов, аспирантов и молодых ученых «Фундаментальная математика и ее приложения в естествознании», Уфа: РИО БашГУ. - 2010. - С. 72.
9. Parshin A.V. Advanced technique for reservoir thermal properties determination and pore-space characterization / Y.A. Popov, D.E. Miklashevskiy, R.A. Romushkevich, A.V. Parshin, S.S. Safonov, S.V. Novikov // Proceedings of the 9th Middle East Geosciences Conference and Exhibition. - Manama. - 2010,680694.
10. Parshin A.V. Thermal properties of formations from core analysis: evolution in measurement methods, equipment and experimental data in relation to thermal EOR / Y.A. Popov, M.Y. Spasennykh, D.E. Miklashevskiy, A.V. Parshin, V.P. Stenin, M.V. Chertenkov, S.V. Novikov, N.F. Tarelko // Proceedings of the Canadian Unconventional Resources & International Petroleum Conference. -Calgary. - 2010. - SPE 137639.
11. Паршин A.B. Анализ адекватности теоретических и экспериментальных моделей метода кругового источника для измерений тепловых свойств пород / A.B. Паршин, В.В. Попова, А.О. Черепанов // Сборник докладов V Международной научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодые - Наукам о Земле» . — Москва. -2010.-С. 191.
12. Паршин A.B. Зонд для локальных измерений тепловых свойств твердых тел / A.B. Паршин, С.С. Сафонов, Ю.А. Попов, В.В. Попова П Сборник докладов IX международной конференции «Новые Идеи в Науках о Земле» . - Москва. - 2009 - С. 226.
13. Паршин A.B. Экспериментальное исследование влияния естественной конвекции при наличии искусственного источника тепла / A.B. Паршин, ЯЛ. Яковлев // VIII Региональная школа-конференция для студентов, аспирантов и молодых ученых по математике, физике и химии. Уфа: РИО БашГУ. — 2008. - С. 92.
14. Паршин A.B. Влияние теплопроводности и сжимаемости на определение параметров ближней зоны пласта по данным термогидродинамических исследований / A.B. Паршин, А.Ш. Рамазанов // Сборник докладов студенческой научно-практической конференции по физике. - Уфа. - 2006. - С. 15.
15. Паршин A.B. Аналитические модели нестационарного температурного
поля при двухфазной и трехфазной фильтрации газированной нефти и воды /
A.B. Паршин // Межд. Уфимск. зимняя школа-конф. по математике и физике.
Труды. Уфа: РИО БашГУ. - 2005. - С.20-24.
23
Подписано в печать:
18.04.2012
Заказ № 7218 Тираж -100 экз. Печать трафаретная. Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш., 36 (499) 788-78-56 www.aiitoreferat.ru
ВВЕДЕНИЕ.
ГЛАВА 1. ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ ПРИ МНОГОФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ.
1.1. Анализ современного состояния теоретических исследований в области изучения многофазной неизотермической фильтрации в пласте.
1.2. Анализ современного состояния экспериментальных работ по определению термодинамических параметров многофазных потоков.
1.3. Современные проблемы оценки тепловых свойств горных пород как необходимого этапа при расчете температурного режима пласта.
1.4. Общая постановка задачи о неизотермической многофазной фильтрации с учетом термодинамических эффектов и фазовых переходов.
1.5. Выводы по главе 1.
ГЛАВА 2. АНАЛИТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ НЕИЗОТЕРМИЧЕСКОЙ ФИЛЬТРАЦИИ С УЧЕТОМ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ЭФФЕКТОВ.
2.1. Плоскопараллельная фильтрация.
2.1.1. Приближенное решение задачи.
2.1.2. Анализ полученного решения.
2.2. Плоскорадиальный поток.
2.2.1. Постановка задачи.
2.2.2. Поле давления.
2.2.3. Решение температурной задачи.
2.2.4. Приближенное решение. Методика расчета.
2.3. Анализ полученного решения.
2.4. Примеры скважинных исследований.
2.5. Выводы по главе 2.
ГЛАВА 3. ЧИСЛЕННАЯ МОДЕЛЬ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ПРИ МНОГОФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ.
3.1. Постановка задачи.
3.2. Методика численного решения.
3.3. Тестовые задачи.
3.4. Исследование вклада различных физических процессов в температурное поле.
3.5. Анализ параметрической чуствительности модели к входным данным.
3.6. Выводы по главе 3.
ГЛАВА 4. ПУТИ ПРАКТИЧЕСКОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РАЗРАБОТАННЫХ МОДЕЛЕЙ В СКВАЖИННОЙ ТЕРМОМЕТРИИ.
4.1. Повышение эффективности термических исследований пластов с многофазными потоками.
4.2. Программный комплекс для расчета температурных эффектов в пласте для газожидкостных потоков.
4.3. Пути повышения качества данных о тепловых свойствах пород при использовании разработанных математических моделей.
4.3.1. Совершенствование теоретических основ измерений тепловых свойств.
4.3.2. Развитие экспериментальной базы измерений тепловых свойств пород.
4.4. Выводы по главе 4.
Актуальность работы.
Термометрия исторически является первым методом исследования скважин. Первые термические исследования были проведены российским ученым Д.В. Голубятниковым еще в 1909 г. В настоящее время термометрия широко применяется практически на всех стадиях жизни скважины и позволяет эффективно решать многие геолого-промысловые задачи. Однако, несмотря на достаточно широкое применение, в настоящее время интерпретация данных термометрии остается только на качественном уровне. Одной из причин такого положения дел является недостаточная теоретическая изученность температурных процессов в нефтегазонасыщенных пластах, в особенности для случаев многофазной фильтрации нефти, газа и воды с учетом разгазирования нефти при снижении давления ниже давления насыщения.
Имеются месторождения, где давление насыщения близко к пластовому и в пласте в окрестности добывающих скважин происходит раз газирование нефти. При освоении малодебитных скважин часто используют технологии вызова притока флюида из пласта, когда забойное давление в течение некоторого промежутка времени может оказываться ниже давления насыщения. В этих условиях важной задачей является построение и совершенствование математических моделей для исследований термогидродинамических процессов в пласте с фазовыми переходами.
Во многих случаях использование только сложных численных моделей на стадии планирования исследований и оперативной интерпретации неоправдано ввиду недостаточной информации о входных данных, что также затрудняет установление закономерностей, позволяющих определить необходимые подходы к методике работ и интерпретации результатов термогидродинамических исследований при освоении и эксплуатации скважин. Для этого необходимы и простые аналитические модели, учитывающие основные физические процессы. 4
В связи с этим возникает необходимость разработки математических моделей для теоретического изучения вклада различных термодинамических эффектов в температурное поле в пласте, определения границ применимости аналитических моделей и совершенствования на их основе методики скважинных исследований и интерпретации данных.
Цель работы.
Повышение эффективности термогидродинамических исследований пластов на основе использования математических моделей неизотермической многофазной фильтрации флюида с фазовыми переходами.
Объект исследования. Неизотермическая многофазная фильтрация нефти, газа и воды с учетом разгазирования нефти.
Предмет исследования. Влияние водонасыщенности, газового фактора, теплоты фазового перехода, теплопроводности, теплоемкости и баротермического эффекта на нестационарные температурные поля в пласте.
Основные задачи исследования.
1. Анализ современного состояния теоретических и экспериментальных работ в области изучения многофазной неизотермической фильтрации в пласте с целью постановки задачи исследований.
2. Разработка математических моделей для определения температурного поля в пласте при трехфазной фильтрации флюида с фазовыми переходами.
3. Исследование влияния термодинамических эффектов на динамику изменения температуры в пласте при трехфазной фильтрации флюида с фазовыми переходами.
4. Определение путей практического использования разработанных математических моделей при термогидродинамических исследованиях пластов и интерпретации данных.
5. Совершенствование теоретической и экспериментальной базы измерений тепловых свойств пород для обеспечения созданных 5 математических моделей надежными входными данными о тепловых свойствах резервуара.
Научная новизна.
1. Разработаны новые математические модели нестационарных термогидродинамических процессов в пласте, учитывающие фазовый переход, баротермический эффект, конвективный и кондуктивный теплоперенос при трехфазной фильтрации флюида в пористой среде для забойных давлений ниже давления насыщения нефти газом.
2. Определены условия инверсии температурной аномалии в зависимости от газового фактора для различных значений водонасыщенности. Оценен вклад радиальной теплопроводности в формирование температурного поля в пласте и дана оценка влияния неопределенностей в значениях входных параметров модели на точность определения температуры в пласте.
3. Разработаны теоретические основы нового метода измерений тепловых свойств горных пород (теплопроводности, температуропроводности и тепловой активности) с использованием кругового источника тепла.
4. Найдены пути экспериментальной реализации разработанной теоретической модели метода измерений комплекса тепловых свойств горных пород и разработана экспериментальная установка для измерений тепловых свойств.
Защищаемые научные положения.
1. Разработанные математические модели тепло- и массопереноса при многофазной фильтрации с учетом конвективного и кондуктивного теплопереноса, фазового перехода и баротермического эффекта позволяют адекватно описать процесс формирования температурного поля в пласте применительно к задачам освоения и эксплуатации скважин при контроле за разработкой нефтяных и нефтегазовых месторождений.
2. Комплексный учет влияния водонасыщенности и радиальной теплопроводности на формирование температурного поля в пласте при определении инверсных значений газового фактора и теплоты разгазирования позволяет повысить достоверность определения времени наблюдения отрицательных температурных аномалий.
3. Применение разработанных теоретических и экспериментальных основ нового метода измерений тепловых свойств горных пород улучшает качество исходных данных о тепловых свойствах резервуаров и вмещающих пород и повышает достоверность результатов расчета температурных полей в пласте на основе созданных математических моделей.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций основана на использовании фундаментальных уравнений тепло- и массопереноса в пористых средах и апробированых численных методов решения задач неизотермической фильтрации, сравнением результатов с известными аналитическими решениями, а также сопоставлениями результатов теоретических и экспериментальных исследований, показавшими удовлетворительное согласие теории и эксперимента.
Практическая значимость и реализация результатов работы.
Практическая значимость работы заключается в повышении эффективности термогидродинамических исследований пластов в процессе освоения и эксплуатации скважин при давлениях близких или ниже давления насыщения. Созданные математические модели обеспечивают повышение качества планирования и интерпретации результатов термогидродинамических исследований пластов за счет учета установленных особенностей динамики температурных полей при наличии фазового перехода, баротермического эффекта, кондуктивного и конвективного теплопереноса при трехфазной фильтрации флюида в пористой среде для забойного давления ниже давления насыщения нефти газом.
Результаты диссертационной работы использованы в ООО «Технологическая Компания Шлюмберже» при выполнении научно-исследовательских проектов, применены компанией НПФ «ГеоТЭК» при разработке методического руководства по интерпретации результатов термогидродинамических исследований скважин с многофазными потоками. Разработанный программный комплекс включен в модуль геофизического калькулятора интегрированной системы автоматизированной интерпретации и обработки «ПРАЙМ» в НПЦ «ГеоТЭК».
Личный вклад автора заключается в решении задач исследования; разработке математических моделей многофазной фильтрации; проведении тестирования моделей и численных экспериментов; разработке и метрологическом тестировании экспериментальной установки для измерений тепловых свойств горных пород.
Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались на Международном научном симпозиуме International Symposium of the Society of Core Analysts (Остин, 2011), Международных конференциях 9th Middle East Geosciences Conférence and Exhibition (Манама, 2010), Canadian Unconventional Resources & International Petroleum Conférence, (Калгари, 2010), «Молодые - Наукам о Земле» (Москва, 2010), «Новые Идеи в Науках о Земле» (Москва, 2009), Международной школе-конференции для студентов, аспирантов и молодых ученых «Фундаментальная математика и ее приложения в естествознании» (Уфа, 2010), VIII Региональной школе-конференции для студентов, аспирантов и молодых ученых по математике, физике и химии (Уфа, 2008) и Международной школе-конференции по математике и физике (Уфа, 2005), а также на научном семинаре кафедры геофизики БашГУ под руководством проф. Валиуллина Р.А. (Уфа, 2009-2012).
Публикации. Основные положения диссертации опубликованы в 15 научных работах, включая 1 патент РФ и 5 статей в журналах, рекомендованных ВАК РФ.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения и списка литературы. Общий объем работы составляет 154 страницы и включает список литературы из 125 наименований, 52 рисунка и 12 таблиц.
4.4. Выводы по главе 4
1. Практическое использование разработанных математических моделей и результатов их исследования может быть осуществлено при:
- количественной интерпретации данных скважинной термометрии в качестве моделей пласта для случаев разгазирования нефти в пласте и многофазной фильтрации воды, нефти и газа,
- уточнении и проверке адекватности решений, полученных с применением других моделей,
- планировании, исследовании и интерпретации данных скважинной термометрии путем учета выявленных особенностей, связанных с разгазированием нефти в пласте,
- разработке методических руководств по термическим исследованиям скважин с многофазными потоками.
2. На основе созданных математических моделей разработан программный комплекс, позволяющий рассчитывать величины температурных аномалий и их изменение во времени в различные периоды работы скважины в зависимости от совокупного влияния режимов работы скважины, свойств пласта и газожидкостного потока и термодинамических эффектов.
3. Разработаны теоретические и экспериментальные основы нового способа измерений тепловых свойств горных пород, что позволило создать экспериментальную измерительную установку и методику для теплофизических исследований пород на керне.
139
4. Разработанная в итоге аппаратурно-методическая база обеспечила повышение качества экспериментальных данных о тепловых свойствах консолидированных, слабоконсолидированных и рыхлых пород, что существенно повысило эффективность применения созданных математических моделей за счет улучшения исходных данных о свойствах резервуара и вмещающих пород.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1. Разработана и исследована численная модель тепло- и массопереноса при многофазной фильтрации с учетом конвективного и кондуктивного теплопереноса, баротермического эффекта и теплоты фазового перехода, которая позволяет адекватно описывать процесс формирования температурного поля в пласте для заданного изменения забойного давления во времени.
2. Разработана и исследована аналитическая модель неизотермической фильтрации нефти, газа и воды при давлении ниже давления насыщения нефти газом, которая при определенных условиях удовлетворительно согласуется с численной и может быть использована для инженерных расчетов на практике и получения первых приближений при решении обратных задач. Установлены границы применимости аналитического решения.
3. Результаты проведенных параметрических исследований показали, что влияние неопределенности в задании входных параметров модели, таких как эффективная теплопроводность флюидонасыщенной горной породы, коэффициент Джоуля-Томсона нефти, адиабатический коэффициент нефти, удельная теплоемкость скелета горной породы, оказывает различное влияние на рассчитываемую величину изменения температуры в пласте в различные периоды времени, что должно учитываться при решении обратных задач скважинной термометрии.
4. Показано, что комплексный учет влияния водонасыщенности и радиальной теплопроводности в формирование температурного поля в пласте при определении инверсных значений газового фактора и теплоты разгазирования позволяет повысить достоверность определения времени наблюдения отрицательных температурных аномалий.
5. Проведенный анализ влияния радиальной теплопроводности в формирование температурного поля позволил установить, что учет радиальной теплопроводности значительно изменяет характер зависимости
141 температурной аномалии от времени, уменьшается время достижения минимума температурной аномалии (в некоторых случаях на 200-300%) и наклон температурной кривой на участке преобладания дроссельного разогрева, а продолжительность наблюдения отрицательной температурной аномалии увеличивается.
6. Разработаны теоретические и экспериментальные основы нового метода измерений тепловых свойств горных пород, что позволило создать экспериментальную измерительную установку для теплофизических исследований пород на керне. Разработанная в итоге аппаратурно-методическая база обеспечила повышение качества экспериментальных данных о тепловых свойствах консолидированных, слабоконсолидированных и рыхлых пород, что существенно повысило эффективность применения созданных математических моделей за счет улучшения исходных данных о свойствах резервуара и вмещающих пород.
1. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем / Пер. с англ. М.: Недра, 2004. С. 416.
2. Алишаев М.Г., Розенберг М.Д., Теслюк Е.В. Неизотермическая фильтрация при разработке нефтяных месторождений / М.: Недра, 1985. С. 271.
3. Бабаев В.В., Будымка В.Ф., Сергеева Т.А., Домбровский М.А. Теплофизические свойства горных пород / М.: Недра, 1987. С. 156.
4. Балакиров Ю.А. Термодинамические свойства нефти и газа / М.: Недра, 1972.-С. 190.
5. Баренблатт Г. И., Ентов В. И., Рыжик В. М. Движение жидкости и газов в природных пластах / М.: Недра, 1984. С. 211.
6. Басниев К.С, Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика / Учебник для вузов. М.: Недра, 1993. - С. 416.
7. Бахвалов Н.С., Жидков Н.П., Кобельков Г.М. Численные методы / Учебное пособие. М., Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1987. - С. 600.
8. Бочков A.C. Термогидродинамические особенности фильтрации флюидов при анизотропном распределении проницаемости в призабойной зоне пласта / Дисс. . канд. техн. наук. Уфа, 2011. - С. 146.
9. Буевич A.C., Валиуллин P.A., Хизбуллин Ф.Ф. Экспериментальные исследования некоторых термодинамических процессов для жидкостей // Физико-химическая гидродинамика: Межвузовский сборник. Уфа: Башгосуниверситет, 1980. - С. 56-60.
10. Валиуллин P.A. Термические методы диагностики нефтяных пластов и скважин / Дисс. . докт. техн. наук. Тверь, 1996. - 320.
11. Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф. Баротермический эффект при трехфазной фильтрации с фазовыми переходами // Известия РАН. Механика жидкости и газа, 1994. № 5. -С.113-117.
12. Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф. Особенности термометрии при выделении нефтяных пластов, эксплуатирующихся при забойном давлении ниже давления насыщения // Нефтяное хозяйство, 1991. — №6. -С. 33-36.
13. Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф. Термометрия пластов с многофазными потоками // Изд-е Башгосуниверситета. Уфа, 1998.-С. 116.
14. Велиев Ф.Г., Ибишов Б.Г., Эседулаев Р. Влияние температуры на показатели разработки нефтяных и газовых месторождений / В сб.: Особенности разработки нефтяных месторождений. Баку, 1981. - С. 58-64.
15. Глоголовский М.М., Розенберг М.Д. Вытеснение газированной жидкости водой в случае радиальной фильтрации / Тр. МНИ, 1953. № 12. -С. 206-223.
16. Градштейн И.С., Рыжик И.М. Таблицы интегралов, сумм, рядов и произведений / М.: Физматгиз, 1962. С. 706.
17. Гриценко А.И. Научные основы промысловой обработки углеводородного сырья / М.: Недра, 1977. С. 239.
18. Девяткин Е.М. Исследование баротермического эффекта в газожидкостных смесях / Дисс. канд. физ.-мат. наук. Стерлитамак, 2001. -С. 180.
19. Диткин В. А., Прудников А.П. Справочник по операционному исчислению / М.: Высшая школа, 1965. С. 466.
20. Дорохов И.И., Кафаров В.В., Нигматуллин Р.И. Общие уравнения движения многофазных многокомпонентных монодисперсных систем с химическими превращениями // Теор.основы хим.технологии. 1977 . T.XI. -№2,3.-0.163-177, С. 343-357.
21. Зайцев Ю.В., Балакиров Ю.А. Технология и техника эксплуатации нефтяных и газовых скважин / М.: Недра, 1986. С. 302.
22. Закиров М.Ф. Исследование нестационарных термогидродинамических процессов в системе горизонтальная скважина пласт / Автореф. дисс. . канд. техн. наук. - Уфа, 2006.
23. Зельдович Я.Б., Мышкис А.Д. Элементы математической физики / М.: Наука, 1973.-С. 352.
24. Золотарев П.П., Николаевский В.Н. Термодинамический анализ нестационарных процессов в насыщенных жидкостью и газом пористых средах / В кн.: Теория и практика добычи нефти. М.: Недра, 1966. - С. 4961.
25. Иванова А.Р. Совершенствование термогидродинамических методов исследования скважин // Автореф. дисс. . канд. техн. наук. Уфа, 2008.
26. Каневская Р. Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов / Ижевск. Институт компьютерных исследований, 2003. С. 26.
27. Капырин Ю.В., Требин Г.Ф., Позин Л.З. Использование температурных эффектов при исследовании скважин // Нефтяное хозяйство, 1964. №3. - С. 68-71.
28. Карслоу Г., Егер Д. Теплопроводность твердых тел / М.: Наука, 1964. -С. 487.
29. Кобранова В.Н. Физические свойства горных пород / М.: Гостоптехиздат, 1962. С. 490.
30. Кондрашкин В.Ф., Фаткуллин А.Х. Определение коэффициента Джоуля-Томсона для Ромашкинской нефти в промысловых условиях // Нефтепромысловое дело, 1974. № 9.
31. Кондрашкин В.Ф., Фаткуллин А.Х. Определение коэффициента Джоуля-Томсона для ромашкинской нефти в промысловых условиях // ВНИИОЭНГ, НТС «Нефтепромысловое дело», 1971. №9.
32. Коробков Д.А. Исследования тепловых свойств осадочных пород методом оптического сканирования / Дисс. . канд. техн. наук. Москва, 2006.-С. 184.
33. Кострюков Г.В. Об изменении температуры газонефтяного потока в фонтанных скважинах // Татарская нефть, 1958. № 9. - С. 20-25.
34. Кременецкий М.И. Исследование межпластовых перетоков жидкости и газа в скважине по данным термометрии / Дис. . канд. техн. наук. -Москва, 1978.
35. Кременецкий М.И., Резванов P.A. Физические основы термических методов исследования скважин / М.: РИО МИНХиГП, 1983.
36. Кривоносое И.В., Балакиров Ю.А. Освоение, исследование и эксплуатация многопластовых скважин / М.: Недра, 1975. С. 168.
37. Курбанов А.К., Розенберг М.Д. Неизотермическая фильтрация многофазных жидкостей // Ежегодник ВНИИ Теория и практика добычи нефти. - М.:Недра, 1968.
38. Ландау Л.Д., Е.М. Лифшиц, Статистическая физика. Часть I. 3-е изд., испр. / М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1976. т. V. - С. 584.
39. Лапук Б.Б. О температурных изменениях, происходящих при движении сырой нефти в пористых пластах // Нефтяное хозяйство, 1940. №3.
40. Лапук Б.Б. О термодинамических процессах при движении газав пористых средах // Нефтяное хозяйство, 1949. №3.
41. Лейбензон Л.С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде / М.-Л.: Гостоптехиздат, 1949. С. 628.
42. Лушпеев В.А. Разработка и исследование термогидродинамических методов оценки фильтрационных свойств многопластовых объектов // Дисс. . канд. техн. наук. Тюмень, 2007. - 134 с.
43. Мартос В. Н. Некоторые физические закономерности фильтрации газированной жидкости // Фильтрация, теплоперенос и нефтегазоотдача в сложных пластовых системах / М.: Недра, 1978. Вып.9. - С. 36-45.
44. Мешков В.М. Разработка методика определения интервалов притока пластовых флюидов на основе термогидродинамических исследований скважин автономными приборами // Дисс. . канд. техн. наук. Сургут, 2004.
45. Непримеров H.H., Пудовкин M. А., Марков А.И. Особенности теплового поля нефтяного месторождения / Казань: Изд-во Казан, ун-та, 1968.
46. Нигматуллин Р.И. Динамика многофазных сред / М.: Наука, 1987. ч.1-2.-С. 464.-С. 360.
47. Николаевский В.Н. Механика пористых и трещиноватых сред / М.: Недра, 1984.-С. 231.
48. Новиков C.B., Попов Ю.А., Тертычный В.В., Шако В.В., Пименов В.П. Возможности и проблемы современного теплового каротажа / Изв. ВУЗов, Геология и разведка, 2008. № 3. - С. 54-58.
49. Патанкар С. Численные методы решения задач теплообмена и динамики жидкости / Пер. с англ. под ред. В.Д. Виленского. М.: Энергоатомиздат, 1984.-С. 124.
50. Прудников А.П., Брычков Ю.А., Маричев О.И. Интегралы и ряды. Специальные функции / М.: Наука, 1983. С. 748.
51. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика / Учебное пособие. -М.: Недра, 1972.-С. 360.
52. Рамазанов А.Ш. Температурное поле нефтяного пласта при фильтрации газированной нефти и воды / Сб. докл. Межд. геофизической конф. «Геологической службе России 300 лет». Санкт-Петербург, 2-6 октября 2000.-С. 403-404.
53. Рамазанов А.Ш. Температурное поле при одномерной нестационарной фильтрации жидкости / В сб.: Физико химическая гидродинамика. - Уфа, 1983.-С. 122-127.
54. Рамазанов А.Ш., Валиева Н.Т. Стационарное температурное поле при совместной фильтрации воды и газированной нефти / Межвузов.сб.: Физико-химическая гидродинамика. Уфа: Башгосуниверситет, 1995. - С. 69-76.
55. Рамазанов А.Ш., Тагиров И.Ф. Стационарное температурное поле при фильтрации газированной нефти // Известия РАН. Механика жидкости и газа, 1994. -№1.-С. 113-116.
56. Розенберг М.Д., Кундин С.А. Многофазная многокомпонентная фильтрация / М.: Недра, 1976. С. 335.
57. Рубинштейн Л.И. Температурные поля в нефтяных пластах / М.: Недра, 1971.-С. 276.
58. Савенков Г.Д., Бойко B.C., Дорошенко В.М. Расчет температурных изменений в призабойной зоне пласта в зависимости от режима работы скважины // Нефтепромысловое дело, 1973. -№10. С. 15-17.
59. Садретдинов A.A. Неизотермическая фильтрация сжимаемого флюида в системе скважина-пласт // Автореф. дисс. . канд. физ.-мат. наук. Уфа, 2011.
60. Справочник (кадастр) физических свойств горных пород / Под ред. Н.В.Мельникова, В.В.Ржевского, М.М.Протодьяконова. М.: Недра, 1975. -С. 279.
61. Сучков Б.М. Оценка влияния дроссельного эффекта на изменение температурного режима скважины // Нефтепромысловое дело, 1974. №9. -С. 38-41.
62. Сыртланов В.Р., Шагапов В.Ш. Некоторые особенности фильтрации многофазных систем в пористой среде при наличии фазовых переходов / Отчет № 56, инв. 029.20010812, ТИММС СО РАН, Тюмень, 1991. С. 50.
63. Теслюк Е.В., Теслюк P.E. Термогидродинамические основы проектирования разработки нефтяных месторождений при неизотермических условиях фильтрации, обоснование и внедрение энерго- и ресурсосберегающих технологий / М.: Грааль, 2002. С. 565.
64. Требин Г.Ф., Капырин Ю.В., Лиманский О.Г. Оценка температурной депрессии в призабойной зоне эксплуатационных скважин // Тр. ВНИИ. М.: Недра, 1978. - № 64. - С. 16-22.
65. Фархуллин Р.Г. Научно-методические и технологические основы контроля разработки нефтяных месторождений с использованием термогидродинамических исследований // Автореф. дисс. . докт. техн. наук. Бугульма, 2011.
66. Федоров В.Н. Аппаратурно-методический комплекс для термогидродинамических исследований пологих и горизонтальных скважин // Дисс. . докт. техн. наук. Сургут, 2004. - С. 325.
67. Физические свойства горных пород и полезных ископаемых (петрофизика) / Под ред. Н.Б.Дортман. М.: Недра, 1992. - Т.1. - С. 389.
68. Филиппов А.И. Скважинная термометрия переходных процессов / Саратов: Изд-во Сарат. ун-та, 1989. С. 116.
69. Филиппов А.И., Фридман A.A., Девяткин Е.М. Баротермический эффект при фильтрации газированной жидкости // Монография, Стерлитамак. гос. пед. ин-т, 2000. С. 175.
70. Хабибуллин И.Л., Шарафутдинов Р.Ф. Об оценке теплоты растворения газов в жидкостях // Межву. сб. науч. тр. Уфа: Изд-во Башкир, гос. ун-та, 1995.-С. 144-146.
71. Хасанов М.М., Булгакова Г.Т. Нелинейные и неравновесные эффекты в реологически сложных средах / Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. С. 288.
72. Чарный И.А. Подземная гидродинамика / М.: Гостехиздат, 1963. С. 396.
73. Чекалюк Э.Б. Температурный режим газонефтяного пласта / Тр. ВНИГНИ. -М.: Недра, 1958. Вып. 12.
74. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта / М.: Недра, 1965. С. 238.
75. Шагапов. В.Ш. О фильтрации газированной жидкости // Прикладная механика и техническая физика, 1993. Т. 34. - № 3. - С. 97-105.
76. Шарафутдинов Р.Ф. Многофронтовые фазовые переходы при неизотермической фильтрации газированной парафиниской нефти // Прикладная механика и техническая физика, 2001. Т. 42. - №2. С. 111-117.
77. Шашков А.Г., Волохов Г.М., Абраменко Т.Н., Козлов В.П. Методыопределения теплопроводности и температуропроводности / Под. ред.
78. Лыкова A.B. М.: Энергия, 1973. - С. 336.149
79. Янке Е., Эмде Ф., Лёш Ф. Специальные функции / М.: Наука, 1968. С. 344.
80. Adl-Zarrabi В., Oskarshamn site investigation, Borehole KLX10, Thermal conductivity and thermal diffusivity determined using the TPS method, SKB report P-06-36, 2006.
81. Ahluwalla J.S., Wilkes J.O. Wellbore Storage Effects in Transient Flow Testing of Gas Wells // SPE paper No 17054, 1987.
82. Atkinson P.G., and Ramey H.J. Problems of heat transfer in porous media // SPE paper No 6792 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Denver, Colorado, USA, 1977.
83. Batesole E.C., Wilkes J.O. Thermal Effects in Ciclic of Storage Reservoirs // SPE paper No 16864, 1987.
84. Bessires D., Randzio S. et al. A Combined Pressure-Control Scanning Calorimetry and Monte Carlo Determination of the Joule-Thomson Inversion Curve. Application to Methane // J. Phys. Chem. В, 110 (11), pp. 5659-5664.
85. Bulent, Izgec. Transient fluid and heat flow modeling in coupled wellbore/reservoir systems / Izgec. Bulent // Dissertation, Texas AM University, 2008.
86. CMG STARS User's Guide, Advanced Process and Thermal Reservoir Simulator, 2009.
87. Colina С. M. and Muller E. A. Molecular Simulation of Joule-Thomson1.version Curves / Int. J. Thermophys., 1999, 20, pp. 229.150
88. Duru O. Modeling of reservoir temperature transients, and parameter estimation constrained to a reservoir temperature model / MSc thesis, Stanford University, Department of Energy Resources Engineering, 2008.
89. Fedorov K. M. and Sharafutdinov R. F. Contribution to the theory of nonisothermal flow through porous media with phase transitions / Journal Fluid Dynamics, 1989, pp. 721-727.
90. Ghazouani J., Chouaieb O. and Bellagi A. Evaluation of the parameters of the Bender equation of state for low acentric factor fluids and carbon dioxide // Thermosinamica Acta, 2005, vol. 432, 1, pp. 10-19.
91. Gustavsson M., Karawacki E., and Gustafsson S. Thermal conductivity, thermal diffusivity, and specific heat of thin samples from transient measurements with hot disk sensors / Rev. Sci. Instrum., 1994, 65 (12), pp. 3856-3859.
92. Hadhighi B., Laee M. A Comparison among five equations of state in predicting inversion curve of some fluids // Cryogenics, 2003, vol. 43, 7, pp. 393.
93. Halpern, Arthur M. and Saeed Gozashti. An improved apparatus for the measurement of the Joule-Thomson coefficient of gases // Journal of Chemical Education 63, 1986, pp. 1001-1002.
94. Hartman A., Rath V., and Clauser C. Thermal conductivity from core and well log data // Int. Journal of Rock Mechanics & Mining Sciences, 2005, 42, pp. 1042-1055.
95. Hecht C. and Zimmermann G. Measurement of the Joule-Thomson Coefficient // Journal of Chemical Education, 1954, pp. 530-533.
96. Kioupis L.I., and Maginn E.J. Pressure-enthalpy driven molecular dynamics for thermodynamic property calculation I. Methodology // Fluid Phase Equilib., 2002, 200, pp. 93.
97. Kocabas I. Thermal transients during nonisothermal fluid injection into oil reservoirs // Journal of Petroleum Science and Engineering, 2004, 42.
98. Kraska H., Mejia A. Unnoticed Pitfalls of Soave-Type Alpha Functions in Cubic Equations of State // Industrial & Endineering Chemistry Research, 2003, vol. 22, pp. 1562.
99. Krupichka R. Analysis of thermal conductivity in granular materials // Int. Chem. Eng, 1967, №1, pp. 122.
100. Lagache ML, Ungerer P., Boutin A., Fuchs A.H. Prediction of thermodynamic derivative properties of fluids by Monte Carlo simulation // Phys. Chem., 2001,3, pp. 4333.
101. Lauwerier H.A. The Transport of Heat in an Oil Laner Caused by the Injection of Hot Fluid // App. Scientific Research, 1955, Section A, vol. 5, N 2-3.
102. Lichtenecker K. und Rother K. Die Herkeitung des logarithmishen Mischungs-gesetzes ans allgemeinen Prinsipien des Stationaren Stroming / Phys.Zeit., 1931, 32, pp. 255-260.
103. Marie I. A procedure for the calculation of the natural gas molar heat capacity, the isentropic exponent, and the Joule-Thomson coefficient // ELSEVIER. Flow Measurement and Instrumentation, 2007, 18, pp. 18-26.
104. Mathis N. and Chandler C. Direct thermal conductivity measurement technique. US Pat. No. 6676287, 2004.
105. Nain, V. Predictions of adiabatic Joule-Thomson Coefficients Based on Modern Potentials for Noble Gases // Canadian Journal of Chemistry, 2002, vol. 54, pp. 2617-2627.
106. Pierotti R.A. and Rybolt T.R. The Gas-Solid Joule-Thomson Effect // Pure &appl. Chem., 1989, vol. 61, No. 11, pp. 1921-1926.
107. Popov Y., Romushkevich R., Bayuk I., Korobkov D., Mayr S., Burkhardt H., and Wilhelm H. Physical properties of rocks from the upper part of the Yaxcopoil-1 drill hole, Chicxulub crater // Meteoritics & Planetary Science, 2004, 39, 6, pp. 799-812.
108. Popov Yu. A., Tertychnyi V. V., Romushkevich R. A., Korobkov D. A., and Pohl J. Interrelations Between Thermal Conductivity and Other Physical Properties of Rocks: Experimental Data // Pure and Appl. Geophys., 2003, 160, pp. 11371161.
109. Popov Yu., Pribnow D., Sass J., Williams C., Burkhardt H. Characterization of rock thermal conductivity by high-resolution optical scanning // Geothermics, 1999, 28, pp. 253-276.
110. Ramey H.J. Wellbore Heat Transmission // SPE-96-PA, J. Pet Tech, 1962, 14 (4), pp. 427-435.
111. Rybolt, Thomas R. A Virial Treatment of the Joule and Joule Thomson Coefficients // Journal of Chemical Education, 1981 (58), pp. 620-624.
112. Sagar R., Doty D.R., and Schmidt Z. Predicting Temperature Profiles in a Flowing Well // SPE-19702-PA SPE Prod Eng, 1991, 6 (4), pp. 441-448.
113. Satter A. Heat Losses During Flow of Steam Down a Wellbore / SPE-1071-PA J. Pet Tech, 1965, 17 (7), pp. 845-851.
114. Somerton W., Kneese J., Chu S.Thermal behavior of unconsolidated oil sands//SPE 4506, 1974, pp. 513-521.
115. Song Y. and Mason E. Statistical-Mechanical Theory of a New Analytical Equation of Sate // J. Chem. Phys., 1989, vol. 91, No. 12.
116. Steffensen P.J. and Smith R.C. The Importance of Joule-Thomson Heating (or Cooling) in Temperature Log Interpretation // SPE paper No 4636 presented at the SPE 48 Annual Meeting, Las Vegas, USA, 1973.
117. Sui W. Determining multilayer formation properties from transient temperature and pressure measurements / Ph.D. thesis, Texas A&M University, Department of Petroleum Engineering, 2009.
118. Valiullin R.A., Ramazanov A.Sh., Sharafutdinov R.F. Barothermal effect in three-phase flow through a porous medium with phase transitions // Fluid Dynamics, 1994, Vol. 29, No. 6, pp. 834-837.
119. Vrabec J., Kedia G. and Hasse H. Prediction of Joule-Thomson Inversion Curves for Pure Fluids and One Mixture by Molecular Simulation // Cryogenics, 2005, Vol. 45, 4, pp. 253-258.
120. Yan Q., de Pablo J.J. A unified methodological framework for the simulation of nonisothermal ensembles // Phys. Rev. Lett., 2003, 90, 035701.
121. Yi He. Rapid thermal conductivity measurement with a hot disk sensor. Part 1. Theoretical considerations // Thermochimica Acta, 2005, 436, pp. 122-129.
122. Yoshioka K. Detection of water or gas entry into horizontal wells by using permanent downhole monitoring systems // Ph.D. thesis, Texas A&M University, Department of Petroleum Engineering, 2007.
