Нестационарный тепло- и массоперенос в нефтенасыщенных пористых средах тема автореферата и диссертации по физике, 01.04.14 ВАК РФ

На[?1р^ах ¡О'йописи

2 9 АНГ

ШАРАФУТДИНОВ РАМИЛЬ ФАИЗЫРОВИЧ

НЕСТАЦИОНАРНЫЙ ТЕПЛО- И МАССОПЕРЕНОС В НЕФТЕНАСЫЩЕИНЫХ ПОРИСТЫХ СРЕДАХ

01.04.14 - Теплофизика и молекулярная физика

04.00.12 - Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых.

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора физико-математических наук

УФА - 2000

Работа выполнена на кафедре геофизики Башкирского государственно университета

Научные консультанты: Доктор физико- математических наук,

профессор Федоров K.M. Доктор технических наук, профессор Вапиуллин P.A.

Официальные оппоненты: Доктор физико- математических наук,

профессор А.А.Кислицын

Доктор технических наук, профессор Р.А.Резванов

Доктор физико- математических наук, профессор П.Т.Зубков

Ведущая организация: Уфимский государственный нефтяной

технический университет

Защита состоится 30 июня 2000 г. в 15°° час, в ауд. 216 физическо! факультета на заседании диссертационного совета Д.064.13.09 в Башкирско государственном университете по адресу: 450074, г.Уфа, ул.Фрунзе, 3: физический факультет.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Башкирског государственного университета.

Автореферат разослан " 30 " мая 2000 г.

И.о. ученого секретаря л . ^

диссертационного совета И , oJ^t*

д.ф.-м.н., доцент ^ Фатыхов М.А.

Я) HSH-^ht i. л

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Исследование тепло- и массо переноса в 1ефтенасыщенных пористых средах обусловлено необходимостью решения фактических задач нефтедобычи. С одной стороны, это тепловые методы ззвлечения углеводородов из пластов, особенно, вязкой и высоковязкой 1ефти, и, с другой, термические методы исследования скважин и пластов скважинная термометрия) при контроле за разработкой нефтяных месторождений. В связи с падением темпов добычи нефти в РФ за счет роста эбводнившихся пластов и уменьшением числа вводимых в разработку гефтяных месторождений контроль за состоянием разработки пластов триобретает важное значение. Движение флюидов в пласте сопровождается появлением термодинамических эффектов (дроссельный, адиабатический эффекты) и выделением или поглощением теплоты фазовых переходов 'разгазирование жидкости, кристаллизация парафина). Термические методы исследования пластов и скважин высокочувствительными термометрами основаны на изменениях температуры потока, обусловленных этими процессами. В большинстве случаев практика нефтедобычи имеет /ело с многофазными потоками. Наиболее сложные течения наблюдаются при исследовании пластов, имеющих давление насыщения нефти близкое к пластовым давлениям, а также при освоении и опробовании пластов с низким значением забойного давления. Анализ термограмм скважинных исследований показывает, что методики интерпретации, ранее разработанные для случаев однофазных потоков, в таких условиях неприменимы. В связи с этим актуальным является изучение особенностей нестационарного теп по- и массопереноса в пласте, обусловленного термодинамическими эффектами в условиях многофазных потоков. В задачах скважинной термометрии в условиях неизотермического многофазного движения флюидов в пористой среде с фазовыми переходами наблюдаются малые изменения температуры (порядка 10 К и менее), тогда как для задач разработки нефтяных месторождений тепловыми методами характерны большие температурные изменения, достигающие 100 К и более.

Одним из эффективных способов извлечения вязкой и высоковязкой нефти из пласта является закачка теплоносителей. В последнее время предложены способы, сочетающие закачку водяного пара совместно с газами горения (парогаз). Вытеснения нефти из пласта водяным паром, парогазом представляют собой нестационарные процессы тепло- и массопереноса многофазной фильтрации с фазовыми переходами (испаренке/кондексация воды и нефти) и межфазного массообмена. Поэтому анализ эффективности указанных процессов, в первую очередь, связан с исследованием взаимовлияния теплового и гидродинамических полей, формирования и эволюции зоны вытеснения нефти. К настоящему времени процессы вытеснения нефти водяным паром и парогазом изучены недостаточно. Практически не изучен процесс вытеснения нефти оторочкой парогаза.

Взаимосвязь задач термических методов разработки и контроля за разработкой нефтяных месторождений проявляется в общих термогидродинамических эффектах, влияющих на процесс неизотермического многофазного движения флюида в пористой среде, в едином подходе моделирования явлений тепло- и массопереноса многофазной фильтрации с фазовыми переходами и термодинамическими эффектами.

Таким образом, исследование явлений тепло- и массопереноса многофазного движения флюидов в пористой среде с учетом фазовых переходов и термодинамических эффектов, а также процессов вытеснения нефти теплоносителями представляет научный и практический интерес не только с позиций поиска методов интерпретации данных термометрии в условиях многофазных потоков и поиска способов увеличения нефтеотдачи пласта вязкой к высоковязкой нефти, но и развития теории нестационарного тепло- и массопереноса в нефтенасыщенных пористых средах применительно к указанным задачам.

Цель работы заключается в создании моделей нестационарных процессов тепло- и массопереноса в многофазных системах с учетом фазовых переходов и термодинамических эффектов, и научных основ их применения для решения задач разработки и контроля разработки нефтяных месторождений термическими методами.

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

Научная новизна работы состоит в следующем:

1. Впервые с общих позиций в рамках моделей нестационарного тепло-и массопереноса с учетом многофазной фильтрации с фазовыми переходами, растворимостью компонентов и термодинамическими эффектами дано описание класса задач термического метода исследования скважин и пластов при контроле за разработкой нефтяных месторождений в условиях

.мнашбазного потока, а также задач разработки нефтяных месторождений закачкой парогаза, горячей смесью воды и 1аза-и-их-оторпчрк.___

2. Установлены закономерности формирования нестационарного температурного и гидродинамического полей при неизотермическом притоке флюида к скважине с учетом совместного влияния многофазности потока, разгазирования жидкости в призабойной зоне, дроссельного и адиабатического эффектов. Показана определяющая роль теплоты фазового перехода при разгазировании нефти и кристаллизации парафина в формировании нестационарного теплового поля в пласте. Теоретически обоснована и практическими результатами подтверждена возможность определения давления насыщения нефти газом в естественных условиях.

3. Изучены особенности теплового поля в случаях притока в скважину

1ефти с водой при забойном давлении выше и ниже давления насыщения 1ефти газом.

Установлено, что подход фронта закачиваемой воды к выходу из пласта добывающей скважине) в условиях разгазирования приводит к повышенному гемпу снижения температуры потока, а после прорыва воды из пласта наблюдается разогрев флюида. В отсутствии разгазирования приближение фронта закачиваемой воды к добывающей скважине приводит к повышению темпов роста температуры поступающей из пласта жидкости. Это явление чожет быть использовано для ранней диагностики обводнения пласта по данным скважинной термометрии.

4. Разработана модель тепло- и массопереноса при фильтрации аномальной нефти (с начальным градиентом сдвига), воды и газа с учетом :овместного влияния адиабатического, дроссельного эффектов и теплоты эазгазирования жидкости.

Установлена немонотонная зависимость температурного поля от насыщенности пласта водой, усиление вклада адиабатического охлаждения в нестационарное температурное поле после пуска скважины в работу.

5. Изучено взаимовлияние теплового и гидродинамического полей в процессах вытеснения нефти из пласта парогазовой смесью, горячей смесью воды и газа, оторочкой парогаза и установлены основные механизмы, эпределяющие динамику и степень извлечения нефти из пласта в этих процессах.

6. ' Теоретически обоснована и экспериментами подтвер:кдена возможность определения локального теплового возмущения в неоднородных по теплофизическим свойствам коаксиальных системах по результатам ч измерения нестационарного азимутального распределения температуры.

Основными защищаемыми положениями и результатами являются:

1. Созданные на основе методов механики многофазных сред математические модели тепло- и массопереноса многофазной фильтрации с учетом фазовых переходов, растворимости компонентов и термодинамических эффектов позволяют с единых позиций и адекватно описать процессы формирования температурного поля в пласте применительно к задачам термического метода исследования скважин и пластов при контроле за разработкой нефтяных месторождений, а также задач вытеснения нефти парогазом, горячей смесью воды и газа и их оторочками.

2. Установленные особенности формирования нестационарного температурного и гидродинамического полей для задач скважинной термометрии в условиях многофазного потока связанные с совместным учетом фазовых переходов и термодинамических эффектов.

3. Установленные основные механизмы, определяющие динамику и степень извлечения нефти из пласта при вытеснении нефти парогазом, горячей смесью воды и газа и их оторочками.

4. ГТргдложенные пути практического использования результатов исследований тепло- и массопереноса многофазной фильтрации:

> технология создания в нефтяных пластах тепловых оторочек парогаза;

> метод определения давления насыщения нефти газом в естественных условиях;

> рас чет модельных термограмм с учетом тепловой инерционности системы "скзажииа- пласт" и датчика температуры с целью повышения достоверности интерпретации данных термических исследований скважин в условиях многофазных потоков и обучения специалистов по интерпретации нестационарных температурных полей;

> технология исследований и методика интерпретации результатов измерений азимутального распределения температуры с целью определения локального теплового возмущения в неоднородных по теппофизическим свойствам коаксиальных системах (определение каналов гаколонного движения жидкости).

Научная к практическая значимость работы заключается в развитии теории нестационарного тепло- и массопереноса с учетом многофазного потока, термодинамических эффектов и фазовых переходов в нефтенасыщенных пористых средах; создании научных основ для практического использования особенностей нестационарного тепло- и массопереноса применительно к задачам разработки и контроля за разработкой нефтяных месторождений термическими методами. Результаты исследований способствуют повышению достоверности интерпретации данных термических исследований скважин и пластов в условиях многофазного потока. Результаты работы могут быть использованы для анализа и прогнозирования показателей разработки нефтяных месторождений с применением теплоносителей на основе закачки водяного пара, горячей смеси зоды и газа, парогаза и их оторочек. Результаты работы использованы при оценке технологических показателей разработки Лемезинского месторождения Башкирии и Русского месторождения Западной Сибири оторочками парогаза.

Достоверность научных выводов и рекомендаций подтверждается использованием методов механики многофазных сред при создании и 'разработке математических моделей тепло- и массопереноса в пористых срцдал.. физнче<;кой-и математической непротиворечивостью используемых моделей многофазных сред, сравнением результатов численных расчетов с тестовыми задачами, экспериментальными данными и расчетными данными других авторов.

Апробация работы

Основное содержание и результаты работы докладывались и обсуждались на межвузовском семинаре по физической гидромеханике (г.Уфа, Башгосуниверситет, период 1982-1998 г.г.); на научно- технических советах

"Башнефтегеофизика"(1980-1995 г.г.), Красноленинскнефтегеофизика (19891992 г.г.); на республиканских научно-технических конференциях молодых ученых и специалистов (г.Уфа, УНИ), в 1982 и 1983 г.г; на VI и VIII всесоюзных семинарах "Численные методы решения задач многофазной фильтрации несжимаемой жидкости" (г.Фрунзе, 1982 г., г.Новосибирск, 1986 г.); иа Всесоюзных семинарах "Состояние и перспективы развития геофизических исследований скважин" (г.Уфа, 1984 г.) и "Геофизические и гидродинамические методы исследования действующих скважин при контроле за разработкой нефтяных месторождений" (г.Москва, ВДНХ СССР, 1984 г.); на П и Ш всесоюзных семинарах "Современные проблемы теории фильтрации" (г.Москва, 1987,1989 г.г.); на Всесоюзном семинаре по современным проблемам нефтегазопромысловой механики (г.Баку, 1990 г.); на семинаре Института механики многофазных систем СО РАЯ под руководством академика Р.И.Нигматулина (г. Тюмень, 1990 г.); на Всероссийской научной конференции по контролю за разработкой нефтяных месторождений (г.Уфа, 1995 г.); на Всероссийской научно- практической конференции "Геофизика-97"(г.Санкт-Петсрбург, 1997 г.); на Международной конференции и выставке по геофизическим исследованиям скважин (г.Москва, 1998 г.); на научно- технической конференции "Геофизические технологии 2000 года" (г.Оренбург, 1999 г.); па семинарах кафедры прикладной физики под руководством профессора Саяхова Ф.Л. и кафедры геофизики под руководством профессора Валиуллина P.A. за период 19821999 г.г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 44 работы, включал две монографии.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 5 глав, заключения, списка литературы и приложения. Общий объем работы составляет 308 страницы, 107 рисунков и 19 таблиц. Список литературы содержит 227 наименований.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность темы, формулируются цель, задачи исследования, научная новизна и практическая значимость, приводятся основные результаты работы и защищаемые положения.

Глава 1. ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕПЛО- И МАССОПЕРЕНОСА ПРИ ДВИЖЕНИИ ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ В НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ПОРИСТЫХ СРЕДАХ

В первой главе выполнен обзор исследований в области тепло-и массопереноса при многофазной фильтрации применительно к задачам скважинной термометрии и разработки нефтяных месторождений тепловыми методами и приводятся основные методы при решении' этих задач. Рассмотрены основные термодинамические эффекты, приведены результаты теоретических и экспериментальных исследований термо- гидродинамических свойств насыщенной флюидами пористой среды. Приводятся результаты

экспериментального определения теплоты фазового перехода при разгазировании жидкости и теоретические оценки, в постановке и проведении которых участвовал автор.

Проблемам тепло- и массопереноса применительно к нефтедобыче посвящены многочисленные публикации отечественных и зарубежных авторов: М.Г.Алишаева, И.Д.Амелина, А.А.Аббасова, Г.И.Баренблатта, А.А.Боксермана, К.С.Баспиева, В.Я.Булыгина, Н.К.Байбакова, Г.Г.Вахитова, Ю.П.Борисова, Ю.П.Желтова, А.Б.Золотухина, П.П.Золотарева, С.А.Кундина, Г.Е.Малофеева, Я.А.Мустаева,

A.Х.Мирзаджанзаде, Б.И.Леви, М.М.Мусина, В.Н.Николаевского, Р.И.Нигматулина, К.А.Оганова, А.В.Оиоприенко, М.Д.Розенберга, Л.И.Рубинштейна, И.Л.Раковского, М.Л.Сургучева, Э.М.Симкина, Е.В.Теслюка, А.Г.Тарасова, И.А.Чарного, Э.Б.Чекалюка, А.Б.Шейнмана, С.И.Якуба, .ГВице, .Ш.Магх, О.МапсИ, У.С.Уопбоз, >Ш.8Ьш1ег, 11.В.Сгоокз1ол, Н.СЛУен^еш, К.Н.Соа1з, L.C.Leung, Б.М.Раго^ АН и др.

Процессам физико-химического воздействия на пласт, в крупномасштабном приближении, с учетом взаимосвязи теплового и гидродинамического полей посвящены работы Е.М.Ентова, А.Ф.Зазовского, Г.С.Брагинской, И.И.Богданова, П.Г.Бедриковецкого, К.М.Федорова и др.

В настоящее время предложен целый ряд технологических решений применения теплоносителей с целью интенсификации процесса нефтеизвлечения. Анализ работ по вытеснению нефти из пластов теплоносителями показал, что процессы вытеснения нефти водяным паром, парогазом и горячей смесью воды и газа изучены недостаточно. Практически не изучены процессы вытеснения нефти оторочкой парогаза.

В последнее время большое внимание уделяется задачам термических методов при контроле за разработкой нефтяных месторождений. Этому направлению посвящены публикации Я.Н.Басина, Р.А.Валиуллина,

B.Н.Дахнова, И.Л.Дворкина, М.И.Кремснецкого, Ю.В.Капырина, 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.Требина, Э.Б.Чекалюка, А.И.Филиппова, Б.А.Яковлева и др. Отмечается, что теория • тепло- и массопереноса применительно к задачам скважинной термометрии для многофазных потоков разработана недостаточно.

Анализ работ по тепло- и массопереносу применительно к задачам разработки нефтяных месторождений термическими методами показал, что основными факторами, влияющими на формирование температурного и гидродинамического полей в пласте при вытеснении нефти теплоносителями, являются зависимости вязкости фаз от температуры и давления, тепловое расширение, испарение/конденсация воды и нефти, изменения относительных фазовых проницаемостей и фазовые равновесия в зависимости от состава фильтрующихся фаз и температуры, теплоотдача и • конвективный теплоперенос.

В задачах скважинной термометрия, на формирование температурного поля, основное влияние оказывают процессы дросселирования, расширения/сжатия, разгазирования, кристаллизация, смешивание потоков, кондуктивный и конвективный теплоперенос. Представление о роли указанных факторов в механизме тепло- и массопереноса многофазной фильтрации с фазовыми превращениями 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 и адиабатического коэффициента для жидкостей и газов (среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона для нефти составляет » 0.4 К/МПа, для метана при 293 К ~ 4 К/МПа. Значения адиабатического коэффициента для воды^ 0.02 К/МПа, а для нефти &0.04 К/МПа). При разработке нефтяных месторождений давление в пласте может снижаться до значения ниже давления насыщения. При этом в призабойной зоне наблюдаются разгазирование нефти и изменение температуры системы. Этот процесс характеризуется скрытой теплотой фазового перехода или теплотой разгазирования. Для оценки теплоты фазового перехода при разгазировании жидкости в работе дается описание экспериментальной установки и методики определения теплоты фазового перехода. Оценки показывают, что величина теплоты фазового перехода при разгазировании нефти составляет величину и 100 ч-300 кДж/кг., что на порядок меньше теплоты парообразования воды.

Глава 2. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕПЛО - И МАССОПЕРЕНОСА МНОГОФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ С ФАЗОВЫМИ ПЕРЕХОДАМИ И РАСТВОРИМОСТЬЮ КОМПОНЕНТОВ.

В первом параграфе этой главы приводятся основные уравнения тепло- и массопереноса многофазной фильтрации в пренебрежении диффузионным переносом массы, капиллярными эффектами, продольным переносом тепла за счет теплопроводности и предположении локального термодинамического равновесия фаз: уравнения сохранения масс фаз (2.1), уравнения движения с начальным градиентом сдвига (2.2) и притока тепла (2.3) с учетом эффекта дросселирования, адиабатического эффекта, теплоты фазовых переходов (разгазирования жидкости, кристаллизации парафина и испарения нефти и воды)

др,к 0

д{ + Шу р1к V. = ^у(к)» т $ с1к Р\ (2-1)

}

кК

У-1 = мЯ/у,. =--<-(]-г)ур1 у = УР0/1где V-, =0, при | VР\< ЧР0 (2.2)

Р,

+

! к к г ¡- с*

где Р\к - приведенная плотность к -го компонента в г -ой фазе, V, -среднемассовые скорости i -ой фазы, ¿у(к>' интенсивность переноса массы

к -го компонента из _/-ой в г-ю фазу при испарении/конденсации, разгазировании/растворении, кристаллизации/плавлении, т - пористость, $ -насыщенность пористой среды г -ой фазой, С ¡г массовая концентрация к -го компонента в / -ой фазе, />,° - истинная плотность / -ой фазы, к- абсолютная проницаемость пористой среды, Ки ^ - фазовая проницаемость и вязкость /ой фазы соответственно, Р- давление, Т- температура, УРо - начальный градиент давления, необходимый для наступления фильтрации, с,- - изобарная удельная теплоемкость г- фазы, с,к - изобарная удельная теплоемкость к -го компонента в 1 - ой фазе, с{ - коэффициент Джоуля- Томсона г- ой фазы, ?7; -коэффициент адиабатического расширения /- ой фазы, Ьк - теплота фазового перехода к - го компонента из у-ой в ¡-ю фазу при испарении/ конденсации, разгазировании/растворении и кристаллизации/плавления, д- мощность тепловых потерь, индексы ¡=1,2,3 относятся к газовой, водной и нефтяной фазам соответственно.

Уравнения (2.1-2.3) замыкаются условиями фазовых равновесий и зависимостями термо- гидродинамических параметров фаз от температуры, давления, насыщенностей и концентраций компонентов:

СЛ=С*(Т,Р,С^, Си/Мь [1+Р1(Р-Ро) - Щ(Т-Т0)],1=2,3,

к=1

р°2 =1/(1. к=ко V (1-т)2, А)=ВДД м,= пСГ.С*). щ =А1(Т-Т0),

к=1

Ч2=Л2[(Т-Т0)/Л +2-4~1(Т~Т0)], где Д, аг, - коэффициенты сжимаемости и д(

термического расширения для воды (/=2) и нефти (¡=3); Л - универсальная газовая постоянная; М-К - молекулярный вес к- го компонента; р,0 - истинная плотность при Р=Ро,Т=Та; к0 - абсолютная проницаемость при т = т; т = т(1- Б^) -"живая" пористость, ¿V- насыщенность пористой среды парафином, А/, А; - константы.

Приводится система уравнений, описывающая тепло- и массоперенос многофазной фильтрации в крупномасштабном приближении в безразмерных переменных для задач вытеснения нефти водяным паром, горячей смесью воды и газа и парогазом.

Во втором параграфе применительно к термическим методам контроля за разработкой нефтяных месторождений осуществляется постановка класса задач (А), включающая рассмотрение ' фильтрации нефти и воды,

фильтрации нефти, воды и газа, фильтрации неныотоновской нефти (с начальным градиентом сдвига), воды и газа, фильтрации газированной трехкомпонентной нефти, фильтрации газированной парафинистой нефти, фильтрации нефти и воды в переменном поле давления, фильтрации газированной нефти и воды в условиях компрессорного опробования нефтяных пластов.

Для этого класса задач начальные и граничные условия в общем виде имеют вид : ( = 0, г > Яс : 5, = Б,0„ С>к = сК Р = Р0, Т = Т0,

/ > 0, г = Яс; Р = РК(1), Рк° <РМ< Р0, I > 0, г = Я : £ = 5,® Р = Р0„ Г= Г„ Здесь: Кс , К- радиусы скважины и контура питания; Р0, Т0 - начальные пластовое давление и температура; Р° . Рк(1) - конечное давление в скважине и зависимость давления в скважине от времени; СД - начальная насыщенность пористой среды г'-ой фазой и концентрация к- го компонента в I - ой фазе.

Разработаны численные модели температурного поля в системе "скважина- пласт" с учетом тепловой инерционности системы и датчика температуры. На рис.1 приведены характерные геометрия задачи (а), модельная термограмма (б) для случая притока газированной нефти из пласта и результаты исследования скважины (в).

1 23

Рис.1. а) Геометрия задачи: ВП- водоносный пласт; НП1. НП2- нефтеносные пласты; 1 - флюид; 2 - эксплуатационная колонна; 3- цементный камень; 4- окружающие скважину горные породы;

б): модельная термограмма;

в): термограмма здрсгистрированная и скважине № 3082 (Башкирия).

Математическая постановка задачи имеет вид:

ct г ач &

a г д-) 1 аг

0<r<R

дТ1 jxi д dt г д>-О <r<Rj

дТ^ _ д Т,

дг

01 az

Н4 <:<h5

г а-

0<r<Rj

се

н2<=щ

д'Г2 _а2 д dt г дг

г дТЛ д2Т,

дг ) ' <3г' h1<z<H!,H4 <z<h3,H2<z<H3

R, <r<R2,

При заколонных перетоках из верхнего и нижнего пластов:

VRjh. Ifr

ct г д~{ or

дт,

дР

+vN^+ssvs а: а

3

д г д-

Ж

а а

-Т I = ¡+/г = л.+о'

R, <r<R> Н дТ, | _ dTi+I

¿г, or

= Л,

+J'

r~Rf-0

СГ

Я, <г<!13, Н2<:<Н3, На границах сред т, jr.

Начальные и граничные условия: Tt(r,z) = Т0 - FZ, Tt(t, г, z) = Т0 - Г2, T(t ,r, z) ~ ft (t, RjI R, <r <R3 , H, <z <H2, H3 <z <H4, i~HUl, НП2

SLo=0. S2\I=0=0, P\l=0=Po.

TLo=f(0'.

Здесь: fit) - является решением соответствующей задачи класса (А). В интервале пластов смешивание потоков. Учитывается тепловая инерционность системы и датчика температуры. Немгновенность регистрации выражается формулой: T(r,z,t) -Tc(r,z, tj+z/vJ, Тс- температура в скважине; vr скорость движения термометра по стволу скважины; момент времени от начала притока до начала движения прибора. Влияние инерционности датчика температуры на тепловое поле учитывается по следующей зависимости: T(r,z,t)~dT exp(-Az/vtv), где г - инерционность датчика температуры; А2-путь пройденный термометром; скорости потока в скважине - Vq , в заколонном пространстве при перетоке сверху -V^ "и снизу -Vv~, Г-геотермический градиент;^, Л,- коэффициенты температуропроводности и теплопроводности сред.

Далее рассматривается постановка второго класса задач (В) применительно к разработке нефтяных месторождений термическими методами на основе вытеснения нефти горячей смесью воды и газа,

v

водяным паром и парогазом. Уравнение притока тепла записано для средней по сечению пласта температуры, в котором поток тепла в кровлю и подошву представлен как объемный источник тепла. Параметры фаз с,-, р,0, Ь^ считаются постоянными, и их значения определяются при среднепластовом давлении и температуре закачиваемого агента.

Начальные и граничные условия для данного класса задач в общем виде имеют вид:

1=0, х>0:0=0, С33=С330, С34=С3,в, С1к=0,У=1, (к=1,4) (>0,х=0:3,=Б!°, Р,= Р,°, Р2=1-Р1°, 0=1, С1к°,С,3= Сы= О, У=*1.

Здесь Дгд 830 - начальная насыщенность пласта водой и нефтью; С33!}, С3^0 -начальные концентрации компонентов нефти в пласте; 5/, С1к° -граничные значения насыщенностей газа, воды и концентраций компонентов (состав закачиваемой смеси); в = (Т-Та)/(Т°-Та) - безразмерная температура, средняя по сечению пласта (Т° - температура на входе в пласт); У=()/Оо -отношение скорости потока в произвольном сечении пласта О к скорости потока на входе О о, Р, - доля ¡-ой фазы в потоке или обобщенная функция Баклея-Леверетта, Р}° - граничное значение функции Баклея- Леверетта для газа.

Далее приводится конечно- разностное решение системы уравнений класса задач (А) и (В). Насыщенности фаз, концентрации компонентов и температура вычисляются по явной схеме, а давление- по неявной схеме. Приводится исследование численной схемы на устойчивость, сходимость и погрешность. Результаты численных расчетов сравниваются с тестовыми задачами, имеющими аналитическое решение для баротермического эффекта при фильтрации нефти, стационарного теплового поля при фильтрации газированной нефти (рис.2) и с результатами скважинных исследований.

Рис.2. Зависимость температуры от давления при различных газовых факторах. Сплошные линии -аналитическое решение [Рамазанов А.Ш., 1992], жирные точки - результаты расчета.

Г- газовый фактор, м3/м3

Глава 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ПЕРЕХОДНЫХ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПОЛЕЙ ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ С ФАЗОВЫМИ ПЕРЕХОДАМИ С УЧЕТОМ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ЭФФЕКТОВ

В данной главе на основе численных расчетов анализируются тепловые и гидродинамические поля для класса задач (А). Приводится сопоставление

•результатов расчетов с промысловыми данными скважинных исследований.

Первый параграф посвящен анализу теплового поля при фильтрации газированной нефти и воды в нестационарном поле давления. Отмечается, что после пуска скважины в работу с давлением ниже давления насыщения нефти газом совместное влияние эффектов охлаждения за счет теплоты разгазирования жидкости и дросселирования газа, с одной стороны, и разогрева жидкости за счет дроссельного эффекта, с другой, приводят к образованию минимума температуры (рис.3).

В дальнейшем анализ теплового поля ведется относительно температурных аномалий (разности между пластовой и геотермической температурами на данной глубине). Температурная аномалия является положительной, если пластовая температура выше геотермической, и отрицательной, если ниже геотермической температуры. Показано, что в нестационарном тепловом поле существует минимальный газовый фактор ГШт меньше которого наблюдаются преимущественно положительные температурные аномалии (кривая 1) и незначительное снижение температуры вследствие проявления адиабатического эффекта и максимальный газовый фактор Гтаа больше которого наблюдаются только отрицательные температурные аномалии (кривая 3). При газовых факторах Гт,„ < Г < Гтах наблюдается переход от отрицательных к положительным температурным аномалиям.

Рис.3. Зависимость температуры (за вычетом начальной геотермической температуры на данной глубине) на выходе из пласта от времени при фильтрации газированной нефти для различных газовых факторов: /- 50 м3/м3, 2- 100 м3/м3. 3- /50 м3/м', 4- без учета теплоты разгазирования, 150м3/м1

-4

Показано, что распределение температуры в пласте в нестационарном поле давления при наличии разгазирования жидкости зависит от начального обводнения пласта и подхода фронта воды к эксплуатационным скважинам. Для этого случая характерным является переход от отрицательных к положительным температурным аномалиям (рис. 4а). В отсутствии разгазирования подход фронта обводнения приводит к резкому повышению температуры поступающего из пласта флюида. Установлено, что существует предельное значение водо-нефтяного отношения, при котором осуществляется переход во времени от отрицательных температурных аномалий к положительным. Величина предельного водо-нефтяного отношения зависит от

конкретных геолого-физических и термодинамических параметров пласта и флюида, и поэтому в каждом конкретном случае должна быть рассчитана отдельно. В частности, при водо- нефтяных отношениях больше 5 м3/м3, что соответствует 75% обводненности, в пласте будет наблюдаться положительная температурная аномалия (рис.4,б).

т,к

4

т,к

б

20

40

I глин

-4

1;ыин

а

о

4

Рис.4. Зависимость температуры на выходе из пласта от времени при фильтрации газированной нефти в условиях подхода фронта волы к скважине: а - цефтенасышенный пласт; б - первоначально обводненный пласт (50%).

Второй параграф данной главы посвящен вопросу формирования теплового поля в пласте в переменном поле давления в отсутствии разгазировапия. Такая ситуация встречается при повторении циклов закачки и отбора жидкости из пласта. Результаты расчета показывают, что после перехода на отбор жидкости увеличение начальной водонасыщенности пласта приводит к инверсии во времени температуры (в начальные моменты времени обводненный пласт разогревается сильнее, чем нефтенасыщенный, в дальнейшем наблюдается обратный процесс) поступающей из пласта жидкости, причем величина инверсии зависит от времени закачки жидкости в пласт. С увеличением времени закачки величина инверсии увеличивается, однако, при этом уменьшается влияние начальной водонасыщенности.

В третьем параграфе исследуются процессы тепло- и массопереноса при фильтрации аномальной нефти, воды и газа с учетом дросселирования, расширения/сжатия и разгазирования нефти. Рассматривается также задача о фильтрации газированной нефти, приобретающей в процессе разгазирования аномальные свойства (наличие начального градиента сдвига). Показано, что влияние аномальных свойств нефти на температурное поле, обусловленное баротермическим эффектом (в отсутствии разгазирования), приводит, с одной стороны, к усилению вклада адиабатического охлаждения до начала движения аномальной нефти в начальные моменты времени после пуска скважины в работу, и, с другой, к уменьшению дроссельного разогрева аномальной нефти. При совместном движении аномальной нефти и воды наблюдается немонотонная зависимость температурного поля от водонасыщенности пласта, заключающаяся в первоначальном уменьшении положительной температурной аномалии при увеличении насыщенности пласта водой и возрастании положительной температурной аномалии при дальнейшем

увеличении обводненности пласта. Далее показано,что увеличение вязкости аномальной нефти приводит к увеличению продолжительности отрицательной температурной аномалии, обусловленной адиабатическим эффектом и эффектом разгазирования нефти. При этом моменты разгазирования нефти отмечаются резким снижением температуры (рис.5).

0.8

0.4

-0.4"

V и-

/ -

} /

/

41 2.

--

о

Рис.5. Зависимость температуры при фильтрации аномальной нефти с учетом разгазирования для различных вязкостей нефти. Вязкость нефти: /- 0.4 мПа с, 2- 8.8 мПа с 3- 20 мПа с.

20 40

В четвертом параграфе исследуются температурные • поля при фильтрации газированной нефти с учетом ее многокомпонентности и кристаллизации парафина. Показано, что в этом случае наблюдаются многофронтовые фазовые переходы. Зависимости температуры от времени для случая разгазирования метана и этана после пуска скважины в работу приведены на рис.6.

ик р. МП»

N% 1

\ \

0 10 20 (,М]Ш 16

Рис.6. Зависимость температуры на выходе из пласта от времени с учетом многокомпанентности нефти при разгазиповании.

1-расчет (Г=300м7м3)

2- расчет (Г=100 м3/м3)

3- результаты исследований скважины Ж>610 Талинского месторождения.

На расчетной кривой (1) отмечаются участки наибольшего изменения градиента температуры, связанные с разгазированием компонентов нефти. Принято, что разгазирование первой компоненты нефти (метана) происходит при давлении 16 МПа, а второй компоненты (этана) - при II МПа (пластовая температура 97.5 °С). На экспериментальной кривой (3) также отмечаются участки, связанные с разгазированием компонентов нефти, соответствующие метану и этану.

Фильтрация газированной парафинистой нефти сопровождается следующими процессами. При давлениях, ниже давления насыщения нефти газом, наблюдается разгазирование нефти и снижение температуры. После снижения температуры, ниже температуры кристаллизации парафина, из нефти выделяется парафин. По мере кристаллизации парафина и связанного с этим процессом выделения тепла темпы снижения температуры замедляются, и с некоторого момента времени начинается повышение температуры. При температурах выше точки кристаллизации парафина, парафин полностью растворяется в нефти, и в потоке наблюдается фильтрация газированной нефти. Этот момент отмечается резким уменьшением температуры. При последующем понижении температуры процессы формирования насыщенностей газа и парафина повторяются. Как показывают расчеты, при выбранных значениях коэффициентов Джоуля- Томсона и адиабатического эффекта, забойного и пластового давлений формирование температурного поля в пласте зависит от начальной концентрации парафина в нефти, а также соотношения теплот фазовых переходов разгазирования нефти и кристаллизации парафина. При определенных соотношениях теплот фазовых переходов и начальной концентрации парафина эффекты, связанные с разгазированием нефти и кристаллизацией парафина приводят к возникновению температурных колебаний в пласте.

В пятом параграфе рассматриваются особенности температурного поля применительно к условиям компрессорного опробования нефтяных пластов. Показано, что нестационарное температурное поле в пласте при компрессорном опробовании скважины формируется в процессе перехода от закачки на отбор жидкости из пласта вследствие дроссельного и адиабатического эффектов, теплоты разгазирования жидкости. При компрессорном опробовании зависимость температуры от времени на выходе из пласта, в отличие от пуска скважины в работу, имеет особенность, •заключающуюся в том, что после скачкообразного снижения давления на забое скважины и охлаждения за счет адиабатического эффекта и разгазирования жидкости наблюдается повышение температуры, связанное с подходом вторичного вала нефтенасыщенности и температурным полем, сформированным в процессе закачки жидкости. В дальнейшем в зависимости от величины газового фактора могут наблюдаться либо снижение, либо повышение температуры, поступающего из пласта флюида.

В шестом параграфе на основании многовариантных расчетов температурного поля в зависимости от изменения термо- гидродинамических

параметров был проведен анализ параметрической чувствительности теплового поля. Анализ результатов расчета показал, что в порядке убывания степени влияния параметров на температуру флюида при различных обводненностях пласта их (параметры) можно расположить таким образом: обводненность менеее 25% -Р,г:, Рш5,, в ¡,С}> е ¡, С/. при 25-50% - Рт, Рзаб, г С2, С3, г 1, С/, а для 50-75% - е А Рю Рза5, С,.

Таким образом, при обводненностях более 60% разгазирование нефти практически не приводит к изменению температурных аномалий.

Глава 4. ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕПЛО- И МАССОПЕРЕНОСА ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ ВОДЯНОГО ПАРА, ГОРЯЧЕЙ СМЕСИ ВОДЫ И ГАЗА И ПАРОГАЗА

В данной главе приводятся результаты численного исследования второго класса задач (В), в которых вследствие малого теплового вклада пренебрегается дроссельным эффектом, адиабатическим эффектом и теплотой разгазирования жидкости. Приводятся результаты исследования процесса вытеснения нефти парогазом на основе спланированного эксперимента. Анализируются особенности гидродинамики, связанные с двухкомпонентностью нефти. Проводятся сопоставительный анализ процесса вытеснения нефти паром и парогазом, сопоставление результатов расчета с лабораторным экспериментом.

В первом параграфе численно исследуется процесс тепло- и массопереноса водяным паром в нефтяном пласте. Показано, что в эволюции теплового поля наблюдаются три стадии. На первой стадии- движения быстрого (переход насыщенного пара в горячую воду) и медленного (переход перегретого пара в насыщенный) фронтов- образуется лишь узкая, стабильная по размерам, зона горячей воды и нефти; в этой зоне насыщенность пласта водой максимальна. На второй стадии происходит остановка быстрого фронта фазового перехода, стабилизация 'зоны пара и образование постоянно расширяющейся зоны горячей воды и нефти, которая стабилизируется на третьей стадии- стационарного теплового поля, то есть локализации тепла.

Особенности вытеснения нефти паром определяются взаимосвязью теплового и гидродинамических фронтов (концентраций и насыщенностей). Конденсирующаяся при фазовых переходах вода образует" постоянно расширяющуюся оторочку с насыщенностью, выше остаточной. Насыщенность среды нефтью в области перегретого пара практически равна нулю, а в области насыщенного пара равна (либо несколько ниже) значению остаточной нефтенасыщенности при заводнении. Степень снижения остаточной нефтенасыщенности в области насыщенного пара определяется интенсивностью испарения нефти в газовую фазу. В распределении нефтенасыщенности в пласте до прорыва воды к выходу из пласта можно выделить наличие трех непрерывно изменяющихся во времени скачков: первый, наиболее быстрый, связан с фронтом вытеснения нефти ненагретой водой, второй - с фронтом вытеснения нефти горячей водой и насыщенным

паром, третий, медленный, - с фронтом вытеснения.нефти перегретым паром. Этот результат подтверждается экспериментальными- данными работы [\УП1тап В.Т.,1961 г.]: после прорыва пара процесс извлечения из модели жидкого углеводорода заканчивался, то есть в зоне движения пара нефть остается неподвижной.

Обычно в пластовых условиях наблюдается отставание температурного фронта от фронта вытеснения. Однако при малых давлениях и небольших теплопотерях, характерных для лабораторных экспериментов, температурный и гидродинамические фронты могут совпадать. То есть, при малых давлениях в пористой среде и тепловых потерях вследствие низких темпов образования водной фазы конденсируемая вода сосредоточена, в основном, в области насыщенного пара. Гидродинамический фронт вытеснения нефти в этом случае совпадает с температурным фронтом. Заметим, что при больших давлениях даже в отсутствии тепловых потерь наблюдается отставание" температурного фронта от фронта вытеснения нефти водой. Далее исследуется влияние многокомпонентности нефти на процесс вытеснения паром. Результаты расчетов показывают, что испарение легких углеводородов в паровой зоне и их смешение с пластовой нефтью при конденсации приводят к более резкому снижению нефтенасьиценности (до остаточной и ниже его) в области паронасыщенной зоны. При этом, с одной стороны, улучшается динамика вытеснения нефти и, с другой, достигаются более высокие значения коэффициента нефтевытеснения.

Во втором параграфе приводятся результаты численного исследования вытеснения нефти смесью горячей воды и газа. Отмечается, что гидродинамика процесса вытеснения нефти горячей смесью воды и газа определяется двумя основными механизмами. Во- первых, взаимодействием кинематических волн насыщенности газа и воды перед температурным фронтом и, во-вторых, характером распространения теплового поля и установлением стационарного теплового распределения в пористой среде. Отметим тесную взаимосвязь этих механизмов, а именно, значение температуры потока на входе в пласт влияет не только на характер распространения теплового поля, но и на распределение насыщенности фаз в пористой среде, как в прогретой зоне, так и в зоне, неохваченной тепловым воздействием. То есть, с изменением температуры закачиваемого в пласт теплового агента возможен переход от режима опережения газовой фазы к режиму отставания ее от водной фазы.

При вытеснении нефти парогазом в эволюции теплового поля выделяются две стадии: первая - образование медленного и быстрого скачков температуры, вторая- расформирование быстрого скачка и установление стационарного распределения температуры (стабилизация зоны прогрева). Показано, что наличие активного компонента (углекислого газа) в составе парогаза способствует более полному вытеснению нефти из пласта и улучшению динамики вытеснения. Этот эффект особенно важен при

вытеснении нефти из пласта в условиях больших тепловых потерь, когда наблюдается локализация тепла и не удается прогреть весь пласт.

Из анализа распределения нефтенасыщенности при вытеснении нефти парогазом следует, что улучшение динамики вытеснения нефти перед температурным фронтом, главным образом, связано с образованием трехфазного потока. Об этом свидетельствуют и экспериментальные данные работы [Harding Т. G., 19 83 г.].

Кроме рассмотренных факторов процесс вытеснения нефти парогазом сопровождается существенным изменением объемного потока газа и жидкости в пласте за счет испарения и конденсации. Отношение расходов жидкости на входе и выходе из пласта при заданных начальных концентрациях пара изменяется от двух до двадцати раз, что отражается и в динамике вытеснения нефти парогазом.

Совокупное действие рассмотренных выше факторов приводит к немонотонной зависимости текущего коэффициента вытеснения нефти от безразмерного времени. При этом анализ динамики нефтевытеснения для различных составов и свойств теплового агента определяется тем, относительно какого параметра проводится сравнение: относительного объема закачанного агента; относительного объема потока, полученного на выходе; относительного объема выходящей жидкости; количества вводимого тепла в пласт и т.д. Получаемые при этом результаты сопоставления могут быть качественно различными.

Установлена немонотонная зависимость текущего коэффициента нефтевытеснения от концентрации закачиваемого водяного пара в парогазе. Первоначально увеличение концентрации водяного пара приводит к улучшению динамики вытеснения нефти парогазом, а дальнейшее его увеличение сопровождается ухудшением динамики вытеснения.

Улучшение динамики вытеснения нефти парогазом (кривые 1, 2, рис. 7) относительно вытеснения нефти паром (кривая 3, рис. 7) достигается за счет образования трехфазного потока перед температурным фронтом. Однако, если анализировать процесс вытеснения относительно извлеченного объема, наблюдается обратная картина: коэффициент вытеснения нефти парогазом достигает значения, соответствующего вытеснению нефти паром только после прокачки 20 поровых объема. Это связано с большим значением в выходящем потоке доли инертного газа по сравнению с долей воды и нефти.

При »малых давлениях, характерных для лабораторного моделирования процесса вытеснения нефти парогазом, до момента установления стационарного теплового поля может наблюдаться совпадение температурного фронта и фронта вытеснения. Конденсируемая при этом вода сосредотачивается в прогретой зоне. Поэтому при вытеснении нефти парогазом в непрогретой зоне образование зоны трехфазного движения происходит не всегда.

О 10 20 30 40 Т

a 0,25 0.5 0.75 5 Ш ¿

1 1

У/ !

vn

15 10 15 С

Рис.7. Динамика вытеснения нефти парогазом.

1-Т°=508 К. Ро~5 МПа, Сп=0.5., 2- Т°=532К, Р0~5 МПа. Сц°=0.95., 3-1°=532 К, Ро~5 МПа, C¡2°=1.

Г-безразмерный поровый обьем закачки. Г - безразмерный поровый обьем г'-закачанной жидкости, Г - безразмерный поровый извлеченной жидкости, q - количество закачанного тепла.

Таким образом, при вытеснении нефти парогазом по сравнению с паром увеличиваются темпы добычи нефти, при этом добавка углекислого газа в условиях локализации тепла приводит к более высоким значениям коэффициента вытеснения нефти. Наблюдается немонотонная зависимость динамики вытеснения нефти от концентрации пара в закачиваемом парогазе и от соотношения газовой и водной составляющих в закачиваемом потоке насыщенного парогаза. Эти соотношения могут меняться в широком диапазоне, что позволяет добиваться высокой эффективности вытеснения нефти при относительно небольших временах. Имеются оптимальные соотношения воды, нефти и газа, приводящие к улучшению динамики и степени вытеснения нефти. В частности, для нефти с вязкостью 50 мПа с полученьк для газа S¡°=0,26, для воды S20-0,74 при температуре закачиваемого агента 50S К и концентрации водяного пара 50%. Учет влияния многокомпонентное™ нефти на процесс вытеснения приводит к более резкому росту коэффициента нефтевытеснения за счет растворения легких углеводородов в нефти.

В третьем параграфе на основе планирования эксперимента исследуется процесс вытеснения нефти парогазом, рассматривается влияние нескольких факторов на процесс и их взаимовлияние, получены функциональные зависимости показателей процесса от варьируемых параметров, удобных для

о

инженерных расчетов вытеснения нефти парогазом. Результаты исследований показывают, что наибольшее влияние на прогрев пласта оказывает изменение пористости, концентрации водяного пара и коэффициента теплоотдачи в окружающие породы. При этом увеличение давления, пористости- и концентрации водяного пара приводят к увеличению размеров прогретой зоны пласта, а увеличение вязкости нефти, начальной водонасыщенности и коэффициента теплообмена- к уменьшению размеров этой зоны. Доля воды и нефти в потоке возрастает при повышении давления, пористости, вязкости нефти и начальной водонасыщенности, а доля газа падает. С увеличением теплопотерь и концентрации водяного пара в парогазе, доля воды и нефти в потоке на выходе уменьшается, а доля газа, наоборот, повышается. Из рассмотренных факторов наибольшее влияние на распределение фаз в потоке оказывает концентрация водяного пара в парогазе. Получено регрессионное уравнение для расчета текущего коэффициента нефтевытеснения. Существуют экстремальные значения для коэффициента нефтевытеснения, лежащие в пределах от 0,16 (для обводненного пласта) и до 0,54 (для нефтенасыщенного пласта). Например, при вытеснении' нефти парогазом из полностью нефтенасыщенного пласта, вязкостью нефти 150 мПа с, пористостью 0,2, среднепластовым давлением 50 МПа, рекомендуемая концентрация водяного пара в парогазе 0.79. Полученное регрессионное уравнение можно применять для экспресс-оценки основных технологических показателей процесса вытеснения нефти из пористой среды парогазом с вязкостью нефти от 2.42 до 198 мПа с, пористостью от 0,1 но 0,6, начальной обводненностью от 0 до 48%.

Четвертый параграф посвящен сравнению результатов расчета вытеснения нефти парогазом с экспериментальными данными но вытеснению нефти парогазом, полученными Овсюковым A.B. в Башгосуниверситете на специально созданной для этих целей установке.

На рис.8 приведены результаты экспериментальных исследований (пунктирные кривые) и результаты расчета (сплошные кривые), отражающие характер изменения теплового поля по длине физической модели при нагнетании парогаза в модель пласта.

Рис.8. "Распределение температуры по длине модели при вьггеснени нефти парогазом.

1- г =50, 2- 100, 3- 300.

......эксперимент,

— - результаты расчета.

0.2 0.4 0.6 0.8 х

Сопоставление результатов эксперимента и расчета динамики вытеснения нефти Арланского месторождения парогазом {50% Н20, 38% 12% С02) приведено на рис.9.'

0.6

0.4

0.2

0

У/ . ' г

Рис.9. Зависимость коэффициента

нефтевытеспения от объемов извлеченной жидкости при вытеснении нефти парогазом (р.=64мПас, 7^=453 К).

---- _ эксперимент, — - результаты

расчета.

Таким образом, теоретический анализ процесса вытеснения нефти парогазом по предложенной математической модели качественно и количественно верно описывает основные особенности гидродинамики и теплового поля в данном процессе.

■Глава 5. ПУТИ ПРАКТИЧЕСКОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДО -ВАИИЙ ТЕПЛО-И МАССОПЕРЕНОСА МНОГОФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ С ФАЗОВЫМИ ПЕРЕХОДАМИ

В пятой главе приводятся примеры практического применения развитой теории тепло- и массопереноса для процессов вытеснения нефти оторочками пара и парогаза применительно к условиям Русского и Лемезинского месторождений и интерпретации результатов термических исследований скважин в условиях многофазного потока. Показан пример решения задачи по определению давления насыщения нефти газом в естественных условиях по данным кривых изменения температуры и давления в процессе пуска скважины в работу. Приводится пример построения модельных термограмм. Анализируется теплоперенос в неоднородных средах применительно к скважинной геометрии при наличии канала заколонкого перетока. На основе теоретических^ и экспериментальных исследований радиального и азимутального* распределения температуры в обсаженной скважине предложена методика измерения и интерпретации данных азимутального распределения температуры для выявления каналов заколонного перетока жидкости. Проводится сравнение теории и эксперимента.

Первый параграф посвящен анализу процесса вытеснения нефти из пласта оторочкой пара и парогаза для Лемезинского и Русского нефтяных месторождений. Установлено, что закачка оторочки сопровождается интенсивной конденсацией водяного пара после перехода на закачку не

нагретой воды и в дальнейшем по пласту наблюдается движение тепловой оторочки из горячей воды в случае закачки пара и смеси горячей воды и газа в случае закачки парогаза. Отмечается улучшение динамики вытеснения нефти оторочкой парогаза по сравнению с паром. При этом конечный коэффициент нефтевытесненения выше для парогаза в условиях локализации теплового поля, а в случае прорыва теплового поля конечные коэффициенты нефтевытеснения для пара и парогаза практически совпадают.

Для условий Лемезинского месторождения (т=0,15; Ri=250m; S2o~0,I2; Hio=25 мПа с; р3-880 кг/м; Н=13 м; Р0~5 МПа; Т0=291 KJ предложен состав парогаза (С//=0,5< Т°=509 К), темпы нагнетания парогаза 2т/час, 5т/час, Ют/час и время (900 суток) перехода на закачку ненагретой воды после непрерывной закачки парогаза. По результатам расчета установлено, что при непрерывном нагнетании поступление парогаза в добывающие скважины отмечается примерно через 100 суток, а поступление воды - через ¡400 суток. При этом доля газа составляет 96-97%, а доля нефти падает и при 4000 сутках равна 25%, доля воды - около 3%. В случае закачки оторочки парогаза к моменту закачки ненагретой воды доля газа - 96%, вода в добываемой продукции отсутствует, а доля нефти порядка 4%. После закачки ненагретой воды в пласт и проталкивании оторочки парогаза по пласту доли фаз в потоке перераспределяются следующим образом: газа - 0,2% и в дальнейшем его поступление прекращается, доля нефти падает от 3% до 0,5%, а доля воды возрастает до 98%.

Установлено, что для Русского месторождения наиболее оптимальной является оторочка парогаза (С0,2=0.56,1° =538К), создаваемая при закачке 20 безразмерных объемов парогаза, что соответствует 400 суткам непрерывной закачки, после которого переходят к закачке ненагретой воды. Показано, что закачка оторочки парогаза по сравнению с паром позволяет улучшить динамику нефтеизвлечения примерно в четыре раза для вышеприведенных условий.

Во втором параграфе основные закономерности формирования температурного поля с учетом термодинамических эффектов иллюстрируется на примерах термических исследований скважин Башкирии и Западной Сибири, проведенных в условиях разгазирования нефти.

Приводится методика и результаты скважинных исследований по определению давления насыщения нефти газом в естественных условиях. Сущность метода заключается в одновременной регистрации КИД ( кривой изменения давления) и КИТ ( кривой изменения техмпературы), при снижении давления в скважине ниже давления насыщения нефти газом. Как отмечалось ранее, основной особенностью температурного поля при возникновении разгазирования является снижение температуры в пласте. С целью определения давления насыщения нефти газом в пластовых условиях на скважине № 8373 Талинской плошади были проведены замеры КИТ и КИД против нижнего работающего пласта. Момент разгазирования нефти на температурной кривой отмечается резким изменением градиента температуры.

Этому моменту времени соответствует давление 15,6 МПа. Это значение давления насыщения лежит в пределах, даваемых лабораторными измерениями давлений насыщения нефти по Талинской площади 12-22 МПа. Были проведены исследования также в скважине № 2610. В этом случае отмечаются два момента времени, при которых наблюдается изменение градиента температуры. Эти моменты соответствуют разгазированию метана, а при дальнейшем снижении давления наблюдается выделение из нефти этана.

Интерпретация результатов термических исследований скважин в условиях многофазного потока требует высокой квалификации геофизиков. Однако даже для высококвалифицированного специалиста при рассмотрении нестационарных температурных полей при многофазных потоках возникают сложности с интерпретацией этих данных. Поэтому построение модельных термограмм приобретает важное практическое значение. Математическая модель, учитывающая формирование температурного поля в системе "скважина- пласт", позволяет строить модельные кривые распределения температуры по стволу скважины с учетом режимов работы скважины, темпов снижения давления в скважине, теплофизических и гидродинамических параметров пласта и насыщающих флюидов, эффектов дросселирования, адиабатического эффекта и теплоты разгазирования, смешивания потоков в интервале пласта, тепловой инерционности системы и датчика температуры. Модельные кривые по стволу скважины строятся для следующих условий: приток жидкости из пласта, приток газированной жидкости, заколонные перетоки сверху и снизу работающего пласта. Построение модельных кривых возможно как для одного работающего пласта, так и для двух пластов.

В третьем параграфе рассматривается теплоперенос в неоднородной по теплофизическим свойствам коаксиальной системе при наличиии локального теплового возмущения. Постановка этой задачи связана с необходимостью определения дросселирующей по заколонному каналу жидкости методами скважинной термометрии. Геометрия задачи (рис.10) учитывает наличие жидкости (1), обсадной железной колонны (2), цементного кольца (3) и окружающей скважину горной породы (4). Положение "канала перетока задается радиусом и азимутальным углом <ро.

Рис. 10. Геометрия задачи .

1- жидкость, 2- обсадная колонна,

3- цементный камень,

4- порода <рр - угол перетока

г, <р-радиальная и угловая координаты

Разработана математическая модель расчета двумерного теплового поля в данной геометрии при следующих допущениях: пренебрегается

конвективным переносом тепла в вертикальном направлении, что позволяет свести задачу к кондуктивному переносу тепла в. плоскости поперечного сечения скважины (система координат г, <р)\ считается, что в каждом поперечном сечении температура жидкости в канале перетока остается постоянной. В интервале 0 < /р < <р0, Я2 < г < задается повышенное значение температуры 1° , соответствующее разогреву дросселирующей в канале перетока жидкости, температура в канале перетока линейно растет со временем. Внутри колонны в некоторый момент времени задается повышение (Г, > Т°) или понижение (Г/ < Т") температуры.

Результаты численных расчетов подтвердили выявленный экспериментально эффект шунтирования температурного сигнала внутри скважины за счет опережающего прогрева по стальной колонне. Установлено, что йзмерения азимутального распределения температуры шестью датчиками позволяют определить канал перетока. Измерения по определению канала перетока должны быть проведены в течение 30-60 минут с начала процесса теплового влияния канала перетока. Наиболее информативным является промежуток времени от 30 до 40 минут. При этом наблюдается наибольшая дифференциация по азимутальному распределению температуры.

При длительном тепловом влиянии канала перетока азимутальное распределение температуры выравнивается за счет теплопроводности сред. В этом случае полезная информация о канале перетока может быть получена путем искусственного выведения системы из равновесия, например, кратковременным изменением температуры внутрискважинной жидкости. При этом, наиболее информативными являются измерения, проведенные в течение первых 20-30 минут после изменения температуры внутрискважинной жидкости (Г/ < Iю или Т/ > 7

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основе выполненных исследований развита теория нестационарного тепло- и массопереноса в нефтенасыщенных пористых средах с учетом многофазности потока, растворимости компонентов, эффекта дросселирования, адиабатического эффекта и тепловых эффектов при фазовых превращениях (разгазировании/растворении, испарении/конденсации жидкости и кристаллизации парафина). Исследованы особенности нестационарных термогидродинамических полей при фильтрации газированной нефти и воды, фильтрации газированной парафинистой нефти, фильтрации неньютоновской газированной нефти и воды, фильтрации нефти, воды и газа в переменном поле давления с учетом смешивания потоков, тепловой инерционности системы "скважина- пласт" и датчика температуры, а также при вытеснении нефти смесью горячей воды и газа и парогазом. Созданы научные основы для практического использования, особенностей тепло- и массопереноса многофазной фильтрации в задачах разработки и контроля разработки нефтяных месторождений термическими методами.

Результаты исследований способствуют повышению достоверности интерпретации данных термических исследований скважин и пластов в условиях многофазного потока, позволяют прогнозировать показатели разработки нефтяных месторождений с применением теплоносителей на основе закачки пара, смеси горячей воды и газа, парогаза и их оторочек.

Основные результаты исследований нестационарного тепло- и массопереноса заключаются в следующем:

1. Установлено, что совместное влияние дроссельного, адиабатического эффектов и разгазирования нефти приводит к образованию минимума температуры в начальные моменты времени после пуска скважины в работу (снижения давления на выходе из пласта). При этом, определяющая роль в формировании нестационарного теплового поля в пласте принадлежит теплоте фазового перехода от разгазировании нефти и кристаллизации парафина. Получены количественные оценки степени влияния различных эффектов на формирование нестационарного теплового поля в пласте.

2. В нестационарном тепловом поле существует минимальный газовый фактор ГЫп, меньше которого наблюдаются только положительные температурные аномалии (и незначительное охлаждение, обусловленное только адиабатическим эффектом), и максимальный газовый фактор ГтаХ) больше которого наблюдаются только отрицательные температурные аномалии. При промежуточных газовых факторах ГтЫ < Г < Гтах наблюдается переход от отрицательных к положительным температурным аномалиям. Существует предельное водо- нефтяное отношение, при котором наблюдается переход от отрицательных к положительным температурным аномалиям.

3. Поступление воды в добывающие . скважины в условиях разгазирования нефти характеризуется сменой отрицательных температурных аномалий положительными. Установлено, что подход фронта воды к выходу из пласта приводит к повышению темпов охлаждения поступающего в скважину флюида, а в отсутствии разгазирования приближение фронта закачиваемой воды к добывающей скважине приводит к повышению темпов роста температуры поступающей из пласта жидкости. Это явление может быть использовано для ранней диагностики обводнения пласта по данным скважинной термометрии.

4. Показано, что учет многокомпонентное™ в задачах разгазирования нефти приводит к решениям с многофронтовыми фазовыми переходами, характеризующимися * изменением градиентов температуры при разгазировании отдельных компонентов нефти и колебаниями температуры при кристаллизации парафина.

5. Анализ влияния начального градиента сдвига при фильтрации аномальной нефти на температурное поле баротермического •, эффекта (при отсутствии разгазирования) позволил установить, что, с одной стороны, усиливается вклад адиабатического охлаждения до развития фазы движения нефти в начальные моменты времени после пуска скважины в работу, и, с другой, уменьшается вклад дроссельного разогрева аномальной нефти. При

совместном движении аномальной нефти и воды наблюдается немонотонная зависимость температурного поля от насыщенности пласта водой. В нестационарном тепловом поле с повышением вязкости аномальной нефти наблюдается увеличение продолжительности отрицательной температурной аномалии.

6. В эволюции теплового поля в пласте при закачке парогаза были выделены две стадии: первая- образование быстрого и медленного тепловых фронтов, при котором в прогретой зоне возникает совместное движение горячей воды, водяного пара, неконденсирующегося газа и нефти, вторая-расформирование быстрого фронта и установление стационарного теплового поля.

Сопоставление тепловых полей, создаваемых в пласте паром и парогазом, показывает, что формируемое стационарное тепловое поле охватывает большую часть пласта в случае закачки пара, чем в случае закачки парогаза. При движении в пласте парогаза температура меняется с изменением концентрации инертной составляющей газовой фазы, поэтому так называемое "паровое плато" отсутствует, и в этой области наблюдается снижение температуры.

• 7. В условиях, близких к пластовым, наблюдается отставание температурного фронта от фронта вытеснения. Однако в работе показано, что при малых давлениях, характерных для лабораторного моделирования процесса вытеснения нефти парогазом, до момента установления стационарного теплового поля может наблюдаться совпадение температурного фронта и фронта вытеснения. Конденсируемая при этом вода сосредотачивается в прогретой зоне. Поэтому в лабораторных экспериментах при вытеснении нефти парогазом в непрохретой области образование зоны трехфазного движения может не наблюдаться.

8. Установлено, что термо- и гидродинамика процесса вытеснения нефти • горячей смесью воды и газа определяется двумя основными механизмами:

взаимодействием кинематических волн насыщенностц газа и воды перед температурным фронтом и установлением стационарного теплового поля.' Существует тесная взаимосвязь этих механизмов: значение температуры на входе в пласт влияет не только на характер распространения теплового поля, но и на распределение насыщенности фаз в пористой среде, как в прогретой, так и в зоне, неохваченной тепловым воздействием. Наблюдаются два разных режима течения: первый заключается в отставании газовой фазы от водной (скорость кинематического скачка для газовой фазы меньше чем для водной), й второй- в опережении газовой фазы.

9. Показано, что степень вытеснения нефти из пласта определяется, в первую очередь, размерами зоны локализации тепла. Изменение состава закачиваемой смеси приводит к немонотонной зависимости, коэффициента нефтевытеснения. Им еется оптималытыи состав зйк&чивзсмои смсси. приводящий к улучшению динамики вытеснения.

Добавка в пар углекислого газа приводит к снижению нефтенасьиценности в непрогретой зоне за счет растворения углекислого газа в нефти и снижения ее вязкости.

Рассмотрение нефти как двухкомпонентной жидкости, состоящей из легкой и тяжелой компонент, позволило выявить скачок нефтенасыщекности в прогретой зоне, связанный со снижением вязкости нефти за счет обогащения нефтяной фазы на фронте фазового перехода легкими углеводородами и испарением нефти в газовую фазу.

10. Показано, что использование результатов исследований тепло- и массопереноса с учетом термодинамических эффектов и расчет модельных термограмм для различных условий позволяют повысить информативность и достоверность результатов интерпретации данных термических исследований скважин в условиях многофазного потока. Теоретически обоснована и практическими результатами подтверждена возможность определения давления насыщения нефти газом в естественных условиях.

Вытеснение нефти оторочкой парогаза приводит к интенсификации процесса нефтеизвлечения по сравнению с вытеснением оторочкой пара. Показана эффективность использования оторочек парогаза на примерах разработки Лемезинского месторождения Башкирии и Русского месторождения Западной Сибири.

Использование азимутального нестационарного распределения температуры в скважине позволяет определять локальное тепловое возмущение в коаксиальной системе, связанное с дросселированием по заколонным каналам жидкости (канаты заколонного перетока жидкости).

11. Предложен комплекс математических моделей для задач термометрии при притоке жидкости и газированной жидкости из пласта, заколонных перетоках с учетом тепловой инерционности системы "скважина -пласт" и датчика температуры, который является основой при интерпретации данных термометрии в условиях многофазного потока и обучения специалистов по скважинной термометрии.

Основные публикации по теме

t

1. Халиков Г.А.. Баширов В.В., Шарафутдинов Р.Ф. Физические основы процесса вытеснения углеводородов из пористых сред парогазовой смесью 1 В кн.: Глубинные теплогенераторы для повышения нефтеотдачи пластов.-M.:\lBTAH. -1982.- С.96-104.

2. Филиппов А.И., Шарафутдинов Р.Ф. Особенности теплового поля дроссельного эффекта в пластовых условиях при наличии охлаждения закачиваемой водой / Изв.вузов. сер.Нефть и газ. - 1982. -№ 3. - С.53-58.

3. Шарафутдинов Р.Ф., Овсюков A.B., Халиков Г.А. и др. Установка для исследования .парогазового воздействия на продуктивный коллектор / М. Тр.: ВНИИОЭНГ. - №. 2119, 1982. - 1с.

4. Шарафутдинов Р.Ф., Баширов В.В., Булгакова Г.Т. Математическое моделирование процесса вытеснения нефти из пористой среды парогазом // £ кн.: Проблемы освоения Западно- Сибирского топливно-энергетическогс комплекса,- Уфа, -1982,- С.82.

5. Шарафутдинов Р.Ф. Численное исследование неизотермической многофазной фильтрации флюидов в пористой среде / В сб.: Физико-химическая гидродинамика.- Уфа.-1983,- С.78-83.

6. Халиков Г.А., Шарафутдинов Р.Ф., Баширов В.В., Булгакова Г.Т. Математическая модель парогазотермического процесса вытеснения нефти из пористой среды / В кн.: Динамика многофазных сред.-Новосибирск.-1983.-C.29I-294.

7. Халиков Г.А., Шарафутдинов Р.Ф., Баширов В.В., Булгакова Г.Т. Неравновесная математическая модель вытеснения нефти парогазом // В кн.: Проблемы использования химических средств с целью увеличения нефтеотдачи пластов. - Уфа.-1983.- С.56-58.

8. Овсюков A.B., Шарафутдинов Р.Ф., Баширов В.В., Булгакова Г.Т. Моделирование парогазового воздействия на нефтяной пласт // В кн.: Современные проблемы и математические методы теории фильтрации.-М.: ИПМ АН СССР.-1984,- С.85-86.

9. Баширов В.В., Булгакова Г. Т., Шарафутдинов.Р.Ф. Неизотермическая фильтрация жидкости и газа и задачи увеличения нефтеотдачи пластов тепловыми методами. -Учебное пособие / Изд.БашГУ -. Уфа., 1985. - 96 с.

10. Федоров K.M., Шарафутдинов Р.Ф. Неизотермическая фильтрация нефти, воды и газа / В кн.: Механика многофазных сред.М.: ГАНГ.- 1986.-вып.200. - С.81-91.

11.Шарафутдинов Р.Ф. Теоретическое исследование парогазотермической обработки пласта на математической модели //М.: ВИНИТИ, Итоги науки и техники. - сер.Разработка нефтяных и газовых месторождений. -1987,- т. 19. - гл.2,§ 2. - С.32-42.

12. Шарафутдинов Р.Ф. Сравнительный анализ процесса вытеснения нефти из пористой среды паром и парогазом /В сб.:Физико-химическая гидродинамика. - Уфа. - 1987. - С. 127-131.

13. Федоров K.M., Шарафутдинов Р.Ф. К теории неизотермической фильтрации с фазовыми переходами //Изв.АН СССР, МЖГ-1989.-.№ 5-С.78-85.

14. Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф., Сорокина В.А., Ярославцева Л.А. Особенности термометрии при выделении нефтяных пластов эксплуатирующихся при забойном давлении ниже давления насыщения // Нефтяное хозяйство. - 1991.-№ 6.- С.33-36.

15. 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.

16. Валиуллин P.A., Шарафутдинов Р.Ф., Булгаков Р.Т., Адиев Я.Р. Теоретические особенности радиального и азимутального распределения температуры в обсаженной скважине при наличии канала перетока за

колонной. / Е( кн.: Использование геолого- геофизических методов при поисках, разведке и эксплуатации месторождений полезных ископаемых, в Республике Башкортостан, г. Октябрьский, ВНИИГИС, 1994, С.63-64.

17. Валиуллин P.A., Рамазанов A.LLL, Шарафутдинов Р.Ф. Баротермический эффект при трехфазной фильтрации с фазовыми переходами // Изв.РАН, МЖГ, 1994,- №6,- С.113- 117

18. Валиуллин P.A., Шарафутдинов Р.Ф., Федотов В.Я. и др. О возможности определения давления насыщения нефти газом в естественных условиях //Прикладная физика и геофизика. Уфа, Изд.БашГУ,- 1995,- С.18-19.

19. Валиуллин P.A., Шарафутдинов Р.Ф., Кулагин О. Л. Экспериментальное изучение термодинамических эффектов в газожидкостных системах // Физико-химическая гидродинамика: Межвузовский сборник. -Уфа : Башк.гос.унив-т. -1995.- С.13-18.

20. Сабитов А.Р., Шарафутдинов Р.Ф. Тепловое поле пласта при многофазной фильтрации в условиях нестационарного поля давления // Прикладная физика и геофизика. Уфа, Изд.БашГУ.- 1995,- С. 94-100.

21. Хабибуллнн И.Л., Шарафутдинов Р.Ф. Об оценке теплоты растворения газов в жидкостях // Прикладная физика и геофизика. Уфа, Изд.БашГУ,-1995.- С. 144-146.

22.Валиуллин P.A., Антонов А.Н., Назаров В.Ф., Рамазанов А.Ш., Федотов В.Я., Яруллин Р.К. Шарафутдинов Р.Ф. Температурный каротаж скважин при контроле разработки нефтяных скважин //14 Губкинские чтения " Развитие идей И.М. Губкина в теории и практике нефтегазового дела", г.Москва, 15-17 октября, 1996.- С. 130-131.

23. Шарафутдинов Р.Ф. Численная модель температурного поля в системе скважина - пласт применительно к компрессорному освоению нефтяных скважин // Сб.н.ст. и тезисов научной конференции по научно-техническим программам Минобразования России. Уфа, 1997.- С.98-103.

24. Сабитов А.Р., Шарафутдинов P.O. Особенности теплового поля при фильтрации газироианной нефти и воды // Вестник БГУ, 1997,- №1.- С. 19 -23.

25. Сабитов А.Р., Халиков Г.А., Шарафутдинов Р.Ф. О распределении насыщенностей фаз при фильтрации газированной нефти // Вестник БГУ, 1997.- №2.- С.22 - 24.

26. Сабитов А.Р, Шарафутдинов Р.Ф. Тепловое поле нефтяного пласта при трехфазной фильтрации с разгазироваяием // В кн.: Геофизика-97. Санкт-Петербург, 1997,- С.58-59.

27. Халиков Г.А., Булгакова Г.Т., Шарафутдинов Р.Ф. Трехфазная фильтрация' газированной жидкости // В кн.: "Нефть и газ", Уфа,УГНТУ, 1997,- вып.1,- С.62-64.

28. Валиуллин P.A., Рамазанов А.III, Шарафутдинов Р.Ф. Термометрия -шастов с многофазными потоками /Изд.БашГУ,- Уфа, 1998. - 116 с.

29. Шарафутдинов Р.Ф. Тепловое поле пласта в переменном поле явления // Изв.вузов. сер. Нефть и газ, 1998,- №3,- С. 42-46.

30. Валиуллин P.A., Шарафутдинов Р.Ф. Прямые и обратные задачи скважинной термометрии. НТВ "Карогажник", Тверь, 1998.- С.66-73.

31. Валиуллин P.A., Шарафутдинов Р.Ф. Особенности .переходных температурных полей при компрессорном опробовании скважин и пластов // Изв. вузов, сер. Нефть и газ, 1998,- №1.- С.29-34.

32. Шарафутдинов Р.Ф. Трехфазная трехкомпонентная фильтрация газированной нефти с учетом термодинамических эффектов.// Сб.н.ст. и тезисов научной конференции по научно- техническим программам Минобразования России. Уфа, 1998.- С.198-206.

33. Шарафутдинов Р.Ф. Особенности теплового поля в пласте при фильтрации газированной нефти с кристаллизацией парафина.// Сб.н.ст. и тезисов научной конференции по научно- техническим программам Минобразования России. Уфа, 1998.- С.206-216.

34. Халиков Г.А., Шарафутдинов Р.Ф., Шарифуллин P.C. Проблемы освоения топливно-энергетических ресурсов / "Восточный университет", -Уфа, 1999. - 152с.

35.Сабитов А.Р., ШарафутдиноЕ, Р.Ф. Тепловое поле нефтяного пласта в нестационарном поле давления // ИФЖ., т.72. -1999.-- №2.- С.271-274.

36. Шарафутдинов Р.Ф. Барэгермический эффект при фильтрации аномальной нефти и воды // ПМТФ, 1999, т.40.- №3.- С.18-21.

37. Шарафутдинов Р.Ф., Валиуллин P.A., Булгаков Р.Т. Моделирование теплового поля в скважине при наличии канала заколонного движения жидкости // Сб.н.ст. и тезисов научной конференции по научно- техническим программам Минобразования России. Уфа, 1999.- С. 209-214.

38. A.C. 987082. Способ выявления работающих интервалов пласта / А.И.Филиппов, Р.Ф.Шарафутдинов - Опубл. 7 сентября 1982 г.

39. A.C. 1258116. Способ теплового воздействия на пласт / Г.А.Халиков, Р.Ф.Шарафутдинов, Овсюков A.B. и др. - Опубл. 15 мая 1986г.

40. A.C., 1469112. Способ исследования тепловых процессов в модели пласта / А.В.Овсюков, Р.Ф.Шарафутдинов, Халиков Г.А. и др. - Опубл. 1 декабря 1988 г.

41. A.C. 1476119. Способ определения интервалов заколонного движения жидкости в скважине / В.Ф.Назаров, Р.Ф.Шарафутдинов, Валиуллин P.A. и др.- Опубл. 3 января 1989 г.

42. A.C. 1714098. Теплоноситель для интенсификации процесса нефтеизвлечения из пласта и способ его. использования / В.В.Баширов, Р.Ф.Шарафутдинов, А.В.Овсюков и др. — Опубл.23 февраля 1992 г.

43. A.C. ' 1776780. Способ исследования продуктивных пластов / Р.А.Валиуллин, А.Ш.Рамазанов, Р.Ф.Шарафутдинов и др. - Опубл.23.11.92. Бюл.№43.

44. A.C. 1788225. Способ выделения нефтеносных и обводненных пластов в .действующей скважине / P.A. Валиуллин, А.Ш.Рамазанов Р.Ф:Шарафутдинов. и др.-Опубл.15.01.93. Бюл.№2.

Благодарности. Автор выражает глубокую признательность Г.А.Халикову за консультации в области технологии разработки нефтяных месторождений, Р.А.Валиуллину за консультации в области контроля за разработкой нефтяных месторождений термическими методами, К.М.Федорову за консультации в области теории тепло- и массопереноса, а также А.Ш.Рамазанову, И.Т.Иламановой, В.Ф.Назарову, И.Л.Хабибуллину, И.С.Ремееву, Р.К.Яруллину, В.Я.Федотову, А.В.Овсюкову A.B., Г.Т.Булгаковой за полезные обсуждения ¡заботы.

Автор благодарит Р.Х.Ильясову и И.М.Павленко за помощь в оформлении работы.

Соискатель

Шарафутдинов Р.Ф.

Шарафутдинов Рамиль Фаизыроиич

НЕСТАЦИОНАРНЫЙ ТЕПЛО- И МАССОПЕРЕНОС В НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ПОРИСТЫХ СРЕДАХ

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора физико-математических наук

Лицензия на издательскую деятельность ЛР№ 021319 от 05.01.99 г.

Подписано в печать 23.05.2000 г. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Компьютерный набор. Гарнитура Times. Отпечатано на ризографе. Усл.печ.л. 1,96. Уч.-изд.л. 2,70. Заказ 345. Тираж 100 экз.

Редакциейно-издательский центр Башкирского университета Отпечатано на множительном участке Башкирского университета 450074. Уфа, ул.Фрунзе, 32. Тел.: (3472)236-710

ВВЕДЕНИЕ.

1. ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕПЛО- И МАССОПЕРЕНОСА ПРИ

ДВИЖЕНИИ ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ В НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ПОРИСТЫХ

СРЕДАХ.

1.1 .Термодинамические эффекты при фильтрации флюида в нефтяном пласте.

1.2. Влияние температуры и давления на термогидродинамические свойства насыщенных пористых сред.

1.3. Неизотермическая фильтрация флюидов в нефтяных пластах.

1.4. Основные методы решения задач неизотермической многофазной фильтрации.

2. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕПЛО-МАССОПЕРЕНОСА МНОГОФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ С ФАЗОВЫМИ ПЕРЕХОДАМИ И РАСТВОРИМОСТЬЮ КОМПОНЕНТОВ.

2.1. Основные уравнения неизотермической многофазной фильтрации.

2.2. Постановки задач тепло - и массопереноса при фильтрации нефти, воды и газа с учетом термодинамических эффектов и фазовых переходов.

2.2.1. Неизотермическая двухфазная фильтрация нефти и воды.

2.2.2. Неизотермическая фильтрация ньютоновской нефти, воды и газа.

2.2.3. Неизотермическая фильтрация неньютоновской нефти, воды и газа.

2.2.4. Неизотермическая фильтрация трехкомпонентной газированной нефти.

2.2.5. Неизотермическая фильтрация газированной парафинистой нефти.

2.2.6. Неизотермическая фильтрация нефти и воды в переменном поле давления.

2.2.7. Неизотермическая фильтрация газированной нефти и воды при опробовании нефтяных пластов.

2.3. Постановки задач тепло- массопереноса при многофазной фильтрации с фазовыми переходами применительно к задачам вытеснения нефти из пластов теплоносителями.

2.3.1. Вытеснение нефти горячей смесью воды и неконденсирующегося газа.

2.3.2. Вытеснение нефти водяным паром.

2.3.3. Вытеснение нефти смесью водяного пара с газом.

2.4. Конечно-разностная схема и методика решения системы уравнений тепло-массопереноса многофазной фильтрации с фазовыми переходами и растворимостью компонентов.

2.4. Исследование численной схемы на устойчивость, точность и сходимость.

3. ИССЛЕДОВАНИЕ ПЕРЕХОДНЫХ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ

ПОЛЕЙ ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ С ФАЗОВЫМИ ПЕРЕХОДАМИ С УЧЕТОМ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ЭФФЕКТОВ.

3.1. Тепловое поле пласта при фильтрации газированной нефти и воды в нестационарном поле давления.

3.2. Гидродинамика фильтрации газированной нефти и воды.

3.3. Тепловое поле пласта в переменном поле давления при двухфазной фильтрации.

3.4. Фильтрация аномальной нефти, воды и газа с учетом термодинамических эффектов.

3.4.1. Двухфазная фильтрация аномальной нефти и воды.

3.4.2. Фильтрация аномальной нефти, воды и свободного газа.

3.4.3. Фильтрация аномальной нефти и воды в условиях разгазирования.

3.4.5. Исследование влияния фронтов обводнения, вязкости нефти и проницаемости пласта на формирование теплового поля.

3.5. Многофронтовые фазовые переходы при неизотермической фильтрации газированной нефти.

3.6. Температурное поле пласта при компрессорном опробовании в условиях многофазного потока.Л

3.7. Исследование параметрической чувствительности теплового поля при фильтрации газированной нефти и воды.

4. ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕПЛО-И МАССОПЕРЕНОСА ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ ВОДЯНОГО ПАРА, ГОРЯЧЕЙ СМЕСИ ВОДЫ

И ГАЗА И ПАРОГАЗА.

4.1. Численное исследование неизотермической фильтрации водяного пара.

4.1.1. Эволюция теплового поля в пласте.

4.1.2. Особенности фильтрации водяного пара в нефтяном пласте.

4.1.3. Двухкомпонентное представление нефти.

4.2. Вытеснение нефти смесью горячей воды и азота.

4.2.1. Термогидродинамика процесса вытеснения нефти смесью водяного пара и газа.

4.2.2. Учет многокомпонентности нефти в процессе вытеснения.

4.3. Исследование процесса вытеснения нефти парогазом на основе спланированного эксперимента.

4.4. Сопоставление результатов расчета с экспериментом.

5. ПУТИ ПРАКТИЧЕСКОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ ТЕПЛО-И МАССОПЕРЕНОСА МНОГОФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ С ФАЗОВЫМИ ПЕРЕХОДАМИ.

5.1. Вытеснение нефти оторочками водяного пара и парогаза.

5.1.1 .Формирование теплового поля и гидродинамика процесса.;.

5.1.2. Динамика вытеснения нефти.

5.2. Термические исследования скважин и пластов в условиях многофазного потока.

5.2.1. Определение давления насыщения нефти газом.

5.2.2. Примеры термических исследований скважин.

5.3. Теплоперенос в неоднородных средах.

5.3.1. Математическая модель для изучения азимутального и радиального теплового поля в скважине.

5.3.2. Исследование радиального и азимутального распределения температуры в обсаженной скважине при наличии канала перетока.

5.3.3. Экспериментальное изучение азимутального распределения температуры в скважине.

В последнее время большое внимание в нефтедобывающей отрасли уделяется проблемам тепло- и массопереноса многофазной фильтрации с фазовыми превращениями в пластах нефтяных месторождений. С одной стороны, это связано с разработкой тепловых методов извлечения углеводородов из пластов, особенно вязких и высоковязких нефтей, запасы которых только в РФ насчитывается более чем в 800 месторождениях, и, с другой, широким внедрением термических методов исследования скважин и пластов (скважинная термометрия) при контроле за разработкой нефтяных месторождений. В связи с падением темпов добычи нефти в РФ за счет роста обводнившихся пластов и уменьшением числа вводимых в разработку нефтяных месторождений контроль за состоянием разработки пластов приобретает важное значение. Как известно, фильтрация флюидов в пласте является неизотермическим процессом вследствие проявления термодинамических эффектов, таких как эффект Джоуля-Томсона, адиабатический эффект и теплота фазового перехода при разгазировании жидкости. На изменении температуры при этом основана информативность термометрического метода при исследовании пластов и скважин высокочувствительными термометрами [Чекалюк Э.Б.,1958; Непримеров H.H., 1973;Пудовкин М.А., Саламатин А.Н., 1983; Дворкин И.Л.,1976; Фаткуллин А.Х., Кондрашкин В.Ф.,1971; Требин Г.Ф., Капырин Ю.С.,1978; Филиппов А.И., 1990; Рамазанов А.Ш., 1986; Валиуллин P.A., 1996]. К настоящему времени наиболее полно разработаны теория термометрии для однофазных ( нефть, вода или газ) потоков флюидов в пласте, которая отражена в работах Э.Б.Чекалюка, Н.Н.Непримерова, К.И.Кременецкого, А.И.Филиппова, А.Ш.Рамазанова и др. Определенные результаты получены для случаев двухфазных потоков (нефть+ вода, газ + вода) и приведены в работах А.Ш.Рамазанова, Р.А.Валиуллина,

М.И.Кременецкого и др. Однако, на практике наблюдаются случаи многофазных потоков ( нефть + вода + газ) при исследовании пластов с давлением близким к пластовым, давлением насыщения нефти газом, а также при освоении и опробовании пластов с низким значением забойного давления. Анализ термограмм скважинных исследований показывает, что методики интерпретации ранее разработанные, для случаев однофазных потоков, в таких условиях неприменимы [Валиуллин P.A., 1996].

В связи с этим актуальным является изучение особенностей нестационарного тепло- и массопереноса в пласте, обусловленного термодинамическими эффектами в условиях многофазных потоков с фазовыми переходами. В задачах скважинной термометрии в условиях неизотермического многофазного движения флюидов в пористой среде с фазовыми переходами наблюдаются малые изменения температуры (порядка 10 К и менее).

Напротив, для задач разработки нефтяных месторождений тепловыми методами характерны большие температурные изменения, достигающие 100 К и более. Одним из эффективных способов извлечения вязких и высоковязких нефтей из пластов является тепловое воздействие на основе применения закачки в пласт водяного пара и внутрипластового горения. В последнее время предложены способы, сочетающие закачку теплоносителя с газами горения [Faroug Ali S.M., 1979]. Вытеснение нефти из пласта водяным паром, смесью водяного пара с газом (парогаз) представляет собой процессы тепло- и массопереноса многофазной фильтрации с фазовыми переходами (испарение/конденсация воды и нефти) и растворимостью компонентов в различных фазах. Основной особенностью этих процессов является то, что сам по себе пар или парогаз является плохим вытесняющим агентом за счет малой вязкости и несмачиваемости пористой среды парогазовой смесью [Weinbrand R.M., 1972]. Увеличение эффективности вытеснения нефти по сравнению с традиционными методами закачки воды в пласт связано с формированием в пласте зоны вытеснения нефти горячей водой и интенсификацией массообмена при повышении температуры. Поэтому теоретический анализ эффективности указанных процессов, в первую очередь, связан с исследованием взаимовлияния теплового и гидродинамического полей, процесса формирования и эволюции зоны вытеснения нефти и влиянием массообмена.

К настоящему времени неизотермическое движение нефти, воды и газа с фазовыми переходами и растворимостью компонентов для процессов вытеснения нефти паром изучено недостаточно. Практически не изучены процессы вытеснения нефти парогазом. Распространенный подход при теоретическом анализе этого процесса [Боксерман A.A., 1975; Yortsos Y.C.,1981], заключающийся либо в расщеплении тепловой и гидродинамической задач, либо в задании "жесткой" структуры зоны вытеснения, не позволяет удовлетворительно описывать все стадии процесса. В то же время при учете большого числа эффектов, связанных со сжимаемостью фаз, изменением компонентного состава нефти при испарении, кинетики тепломассообмена и др. [ Coats К.Н.,1980; Leung L.C., 1983], часто не позволяет выявить важнейшие гидродинамические закономерности процесса вытеснения нефти тепловыми агентами.

В последнее время получили развитие методы исследования процессов вытеснения нефти теплоносителями в рамках крупномасштабного приближения [Ентов В.М. ,1981; Fayers F.J.,1962; Брагинская Г.С. ,1980; 1982; Зазовский А.Ф.,1982,1983,1986; Бедриковецкий П.Г.,1982; Федоров K.M., 1993] и др. В настоящей работе исследование тепло- и массопереноса в нефтенасыщенных пористых средах осуществлено в рамках данного подхода. При этом, имеются сложности, заключающиеся в решении системы нелинейных дифференциальных уравнений. Для построения решения таких уравнений необходимо использовать численные методы. Поэтому создание математических моделей с целью более глубокого изучения тепло- и массопереноса многофазной фильтрации с фазовыми переходами, термодинамическими эффектами и растворимостью компонентов является актуальной задачей, и численное решение их с использованием современных ЭВМ приобретает исключительно важное значение.

Взаимосвязь задач термических методов разработки и контроля за разработкой нефтяных месторождений проявляется в общих термогидродинамических эффектах, влияющих на процесс неизотермического многофазного движения флюида в пористой среде, в едином подходе моделирования явлений тепло- и массопереноса многофазной фильтрации с фазовыми переходами, растворимостью компонентов и термодинамическими эффектами.

Следовательно, исследование явлений тепло- и массопереноса многофазного движения флюидов в пористой среде с учетом фазовых переходов, растворимости компонентов и термодинамических эффектов, а также процессов вытеснения нефти теплоносителями представляет научный и практический интерес не только с позиций поиска методов интерпретации данных термометрии в условиях многофазных потоков и поиска способов увеличения нефтеотдачи пласта вязкой и высоковязкой нефти, но и развития теории тепло- и массопереноса при движении флюидов в пористой среде применительно к задачам разработки и контроля за разработкой нефтяных месторождений термическими методами.

Цель работы заключается в создании моделей нестационарных процессов тепло- и массопереноса в многофазных системах с учетом фазовых переходов и термодинамических эффектов, и научных основ их применения для решения задач разработки и контроля разработки нефтяных месторождений термическими методами.

В первом разделе диссертации выполнен обзор исследований в области тепло- и массопереноса многофазной фильтрации применительно к задачам скважинной термометрии и разработки нефтяных месторождений тепловыми методами, и приводятся основные методы при решении этих задач. Рассмотрены основные термодинамические эффекты, приведены результаты теоретических и экспериментальных исследований термогидродинамических свойств насыщенной флюидами пористой среды. Приводятся результаты экспериментального определения теплоты фазового перехода при разгазировании жидкости и теоретические оценки, в постановке и проведении которого участвовал автор.

Во втором разделе анализируется система дифференциальных уравнений, описывающая тепло- и массоперенос многофазной фильтрации с фазовыми переходами и растворимостью компонентов, разрабатываются математические модели и осуществлены постановки задач тепло- и массопереноса многофазной фильтрации с учетом термодинамических эффектов и фазовых переходов, задач вытеснения нефти паром, горячей смесью воды и неконденсирующегося газа, парогазом. Разработана математическая модель температурного поля в системе "скважина- пласт" с учетом тепловой инерционности системы и датчика температуры, смешивания потоков в интервалах пласта для однопластовой и двухпластовых систем. Получено конечно-разностное решение системы уравнений, исследование устойчивости и сходимости численной схемы, оценка погрешности вычислений. Приводится сопоставление результатов расчета с тестовыми задачами (баротермический эффект при фильтрации нефти, стационарное тепловое поле при фильтрации газированной нефти), сравнение с результатами скважинных исследований.

В третьем разделе анализируются тепловые и гидродинамические поля при фильтрации газированной нефти и воды, неньютоновской нефти (с начальным градиентом сдвига), воды и газа, фильтрация с учетом многокомпонентности нефти при разгазировании, исследуются многофронтовые фазовые переходы при неизотермической фильтрации газированной парафинистой нефти, рассматриваются особенности фильтрации в переменном поле давления и при опробовании скважин и пластов. Приводятся результаты исследования параметрической чувствительности теплового поля при фильтрации газированной нефти и воды. Производится сопоставление результатов расчета и результатов скважинных исследований.

В четвертом разделе приводятся результаты численного исследования процесса вытеснении нефти паром, смесью горячей воды и неконденсирующегося газа, парогазом. Приводятся результаты исследования процесса вытеснения нефти парогазом на основе спланированного эксперимента. Исследуются особенности гидродинамики, связанные с учетом двухкомпонентности нефти. Проводится сопоставительный анализ процесса вытеснения нефти паром и парогазом, сопоставление результатов расчета с экспериментом, проведенным А.И.Овсюковым в Башгосуниверситете.

В пятом разделе приводятся результаты расчета вытеснения нефти оторочками пара и парогаза применительно к условиям Русского (Западная Сибирь) и Лемезинского (Башкирия) месторождений. Приводятся результаты термических исследований скважин в условиях многофазного потока. Показан пример решения задачи по определению давления насыщения нефти газом в естественных условиях по данным кривых изменения температуры и давления в процессе пуска скважины в работу. Исследуются особенности теплопереноса в неоднородных по теплофизическим свойствам средах применительно к скважинной геометрии. Приводятся результаты теоретических и экспериментальных исследований радиального и азимутального распределения температуры в коаксиальной системе при наличии локального теплового возмущения. Проводится сравнение теории и эксперимента. Предлагаются пути практического применения результатов исследования тепло- и массопереноса в нефтенасыщенных пористых средах.

На защиту выносятся следующие основные положения и результаты:

1. Созданные на базе методов механики многофазных сред математические модели тепло- и массопереноса многофазной фильтрации с учетом фазовых переходов, растворимости компонентов и термодинамических эффектов позволяют с единых позиций и адекватно описать процессы формирования температурного поля в пласте применительно к задачам термического метода исследования скважин и пластов при контроле за разработкой нефтяных месторождений в условиях многофазного потока с учетом тепловой инерционности системы, а также задач разработки нефтяных месторождений путем вытеснения нефти парогазом, горячей смесью воды и газа и их оторочками.

2. Установленные особенности формирования нестационарного температурного и гидродинамического полей для задач скважинной термометрии в условиях многофазного потока связанные с совместным учетом фазовых переходов и термодинамических эффектов: формирование нестационарного теплового поля в пласте определяется взаимовлиянием теплоты фазового перехода при разгазировании жидкости, адиабатического и дроссельного эффектов; в нестационарном тепловом поле существует минимальный газовый фактор ГтЫ, меньше которого наблюдаются только положительные температурные аномалии (и незначительное охлаждение, обусловленное только адиабатическим эффектом), и максимальный газовый фактор Гтах, больше которого наблюдаются только отрицательные температурные аномалии. При промежуточных газовых факторах Гт„ < Г < Гтах наблюдается переход от отрицательных к положительным температурным аномалиям. Существует предельное водо- нефтяное отношение, при котором наблюдается переход от отрицательных к положительным температурным аномалиям; поступление воды в добывающие скважины в условиях разгазирования нефти характеризуется сменой отрицательных температурных аномалий положительными. При этом приближение фронта воды отмечается повышением темпов охлаждения поступающего флюида, а в отсутствии разгазирования повышением темпов роста температуры поступающей из пласта жидкости. Это явление может быть использовано для ранней диагностики обводнения пласта по данным скважинной термометрии; учет многокомпонентности нефти в задачах разгазирования приводит к решениям с многофронтовыми фазовыми переходами, которые характеризуются изменением градиента температуры вблизи скважин при разгазировании отдельных компонентов нефти и колебаниями температуры при кристаллизации парафина; при фильтрации аномальной нефти (с начальным градиентом сдвига) вклад адиабатического охлаждения в нестационарное температурное поле возрастает. При совместном движении аномальной нефти и воды наблюдается немонотонная зависимость температурного поля от насыщенности пласта водой.

3. Установленные основные механизмы, определяющие динамику и степень извлечения нефти из пласта при вытеснении нефти парогазом, горячей смесью воды и газа и их оторочками: в эволюции теплового поля при вытеснении нефти парогазом, выделяются две стадии: первая- образование быстрого и медленного тепловых фронтов, при которых в прогретой зоне возникает совместное движение горячей воды, водяного пара, неконденсирующегося газа и нефти; вторая- расформирование быстрого фронта и установление стационарного теплового поля. Сопоставление тепловых полей, создаваемых в пласте паром и парогазом, показывает, что формируемое стационарное тепловое поле охватывает большую часть пласта в случае закачки пара, чем в случае закачки парогаза; обычно в условиях, близких к пластовым, наблюдается отставание температурного фронта от фронта вытеснения. Однако при малых давлениях, характерных для лабораторного моделирования процесса вытеснения нефти парогазом, до момента установления стационарного теплового поля может наблюдаться совпадение температурного фронта и фронта вытеснения. Конденсируемая при этом вода сосредотачивается в прогретой зоне. Поэтому при вытеснении нефти парогазом в непрогретой зоне образование зоны трехфазного движения происходит не всегда; термо- и гидродинамика процесса вытеснения нефти горячей смесью воды и газа определяется двумя основными механизмами: во-первых, взаимодействием кинематических волн насыщенностей газа и воды перед температурным фронтом и, во-вторых, характером распространения теплового поля. Существует тесная взаимосвязь этих механизмов: значение температуры на входе в пласт влияет не только на характер распространения теплового поля, но и на распределение насыщенностей в пористой среде, как в прогретой, так и в зоне, неохваченной тепловым воздействием. Наблюдаются два разных режима течения: первый заключается в отставании газовой фазы от водной (скорость кинематического скачка для газовой фазы меньше, чем для водной), и второй - опережение газовой фазы; динамика и эффективность процесса вытеснения нефти существенно зависят от процессов взаимовлияния тепло- и массопереноса при многофазной фильтрации. При этом степень вытеснения нефти из пласта определяется, в первую очередь, размерами зоны локализации тепла. Изменение состава закачиваемой смеси приводит к немонотонной зависимости коэффициента нефтевытеснения. Имеются оптимальные составы закачиваемой смеси, приводящие к улучшению динамики вытеснения; учет легкого и тяжелого компонента в составе нефти, позволяет выявить скачок нефтенасыщенности в прогретой зоне, связанный снижением вязкости нефти за счет обогащения нефтяной фазы на фронте фазового перехода легкими углеводородами и испарением нефти в газовую фазу. Рассмотренные факторы приводят к увеличению степени извлечения нефти из пласта и сокращению сроков разработки.

4. Предложенные пути практического использования результатов исследований тепло- и массопереноса многофазной фильтрации: технология создания в нефтяных пластах тепловых оторочек парогаза; метод определения давления насыщения нефти газом в естественных условиях; расчет модельных термограмм с учетом тепловой инерционности системы "скважина- пласт" и датчика температуры с целью повышения достоверности интерпретации данных термических исследований скважин в условиях многофазных потоков и при обучении специалистов по интерпретации нестационарных температурных полей для следующих ситуаций: приток жидкости из пласта, приток газированной жидкости, заколонные перетоки жидкости; технология исследований и методика интерпретации результатов измерений азимутального распределения температуры с целью определения локального теплового возмущения в неоднородных по теплофизическим свойствам коаксиальных системах (определения каналов заколонного движения жидкости).

Основное содержание и результаты работы докладывались и обсуждались на межвузовском семинаре по физической гидромеханике (г.Уфа, Башгосуниверситет, период 1982-1998 г.г.); на научно- технических советахОАО"Башнефтегеофизика"(19801995г.г.),"Красноленинскнефтегеофи -зика" (1989-1992 г.г.); на республиканских научно-технических конференциях молодых ученых и специалистов (г.Уфа, УНИ), в 1982 и 1983 г.г; на VI и VIII всесоюзных семинарах "Численные методы решения задач многофазной фильтрации несжимаемой жидкости" (г.Фрунзе, 1982 г., г.Новосибирск, 1986 г.); на Всесоюзных семинарах "Состояние и перспективы развития геофизических исследований скважин" (г.Уфа, 1984г.) и "Геофизические и гидродинамические методы исследования действующих скважин при контроле за разработкой нефтяных месторождений" (г.Москва, ВДНХ СССР, 1984 г.); на П и Ш всесоюзных семинарах "Современные проблемы теории фильтрации" (г.Москва, 1987,1989 г.г.); на Всесоюзном семинаре по современным проблемам нефтегазопромысловой механики (г.Баку, 1990 г.); на семинаре Института механики многофазных систем СО РАН под руководством академика Р.И.Нигматулина (г. Тюмень, 1990 г.); на Всероссийской научной конференции по контролю за разработкой нефтяных месторождений (г.Уфа, 1995 г.); на Всероссийской научно - практической конференции "Геофизика-97"(г.Санкт-Петербург, 1997г.); на Международной конференции и выставке по геофизическим исследованиям скважин (г.Москва, 1998 г.); на научно- технической конференции "Геофизические технологии 2000 года" (г.Оренбург, 1999 г.); на семинарах кафедры прикладной физики под руководством профессора Саяхова Ф.Л. и кафедры геофизики под руководством профессора Валиуллина P.A. за период 19821999 г.г (Башгосуниверситет).

На основе выполненных исследований развита теория нестационарного тепло- и массопереноса с учетом многофазного потока, термодинамических эффектов и фазовых переходов в нефтенасыщенных пористых средах. Созданы научные основы для практического применения особенностей нестационарного тепло- и массопереноса в задачах разработки и контроля за разработкой нефтяных месторождений термическими методами и комплекс математических моделей для исследования этих задач. Результаты исследований способствуют повышению достоверности интерпретации данных термических исследований скважин и пластов в условиях многофазного потока. Результаты работы могут быть использованы для анализа и прогнозирования показателей разработки нефтяных месторождений с применением теплоносителей на основе закачки водяного пара, горячей смеси воды и газа, парогаза и их оторочек. Результаты работы использованы при оценке технологических показателей разработки Лемезинского месторождения Башкирии и Русского месторождения Западной Сибири оторочками парогаза.

Работа выполнена в Башкирском государственном университете на кафедре геофизики.

Автор выражает глубокую признательность заведующему кафедрой прикладной физики, профессору Ф.Л.Саяхову за внимание и поддержку работы, Г.А.Халикову за консультации в области технологии разработки нефтяных месторождений, Р.А.Валиуллину за консультации в области контроля за разработкой нефтяных месторождений термическими методами, К.М.Федорову за консультации в области теории тепло- и массопереноса, а также А.Ш.Рамазанову, И.Т.Иламановой, В.Ф.Назарову, И.Л.Хабибуллину, И.С.Ремееву, Р.К.Яруллину, В.Я.Федотову, Овсюкову A.B., Булгаковой Г.Т. за полезные обсуждения работы.

Автор благодарит Р.Х.Ильясову и И.М.Павленко за помощь в оформлении работы.

Основные результаты исследований нестационарного тепло- и массопереноса заключаются в следующем:

1. Установлено, что совместное влияние дроссельного, адиабатического эффектов и разгазирования нефти приводит к образованию минимума температуры в начальные моменты времени после пуска скважины в работу. Получены количественные оценки степени влияния различных эффектов на формирование нестационарного теплового поля.

2. В нестационарном тепловом поле существует минимальный газовый фактор Гт1п, меньше которого наблюдаются только положительные температурные аномалии (и незначительное охлаждение, обусловленное только адиабатическим эффектом), и максимальный газовый фактор Гтах, больше которого наблюдаются только отрицательные температурные аномалии. При промежуточных газовых факторах Гтт < Г < Гтах наблюдается переход от отрицательных к положительным температурным аномалиям. Существует предельное водо- нефтяное отношение, при котором наблюдается переход от отрицательных к положительным температурным аномалиям.

3. Поступление воды в добывающие скважины в условиях разгазирования нефти характеризуется сменой отрицательных температурных аномалий положительными. Установлено, что подход фронта воды к выходу из пласта приводит к повышению темпов охлаждения поступающего в скважину флюида, а в отсутствии разгазирования приближение фронта закачиваемой воды к добывающей скважине приводит к повышению темпов роста температуры поступающей из пласта жидкости. Это явление может быть использовано для ранней диагностики обводнения пласта по данным скважинной термометрии.

4. Характер распределения насыщенности газовой фазы в пласте при разгазировании зависит от темпов снижения давления. Можно выделить два случая образования газовой фазы в пласте, соответствующих быстрому (скачкообразному) и медленному снижению давления на забое добывающей скважины. В первом случае перед фронтом фазового перехода образуется зона неподвижного газа. Во втором - наблюдается скачкообразное увеличение насыщенности газовой фазы до значения, превышающего остаточное значение. При этом область неподвижного газа перед скачком насыщенности отсутствует. В обоих случаях радиусы зоны разгазирования и подвижного газа сближаются и через некоторое время становятся равными.

Увеличение обводненности в пласте приводит к уменьшению величины радиусов зоны разгазирования, подвижного газа и неподвижного газа. Особенно сильно сказывается влияние обводненности на величине зоны подвижного газа.

5. Показано, что учет многокомпонентности в задачах разгазирования нефти приводит к решениям с многофронтовыми фазовыми переходами, характеризующимся изменением градиентов температуры при разгазировании отдельных компонентов нефти и колебаниями температуры при кристаллизации парафина.

6. Анализ влияния начального градиента сдвига при фильтрации аномальной нефти на температурное поле баротермического эффекта (при отсутствии разгазирования) позволил установить, что, с одной стороны, усиливается вклад адиабатического охлаждения до развития фазы движения нефти в начальные моменты времени после пуска скважины в работу, и, с другой, уменьшается вклад дроссельного разогрева аномальной нефти. При совместном движении аномальной нефти и воды наблюдается немонотонная зависимость температурного поля от насыщенности пласта водой. В нестационарном тепловом поле с повышением вязкости аномальной нефти наблюдается увеличение продолжительности отрицательной температурной аномалии.

7. В эволюции теплового поля в пласте при закачке парогаза были выделены две стадии: первая- образование быстрого и медленного тепловых фронтов, при котором в прогретой зоне возникает совместное движение горячей воды, водяного пара, неконденсирующегося газа и нефти, вторая-расформирование быстрого фронта и установление стационарного теплового поля.

Сопоставление тепловых полей, создаваемых в пласте паром и парогазом, показывает, что формируемое стационарное тепловое поле охватывает большую часть пласта в случае закачки пара, чем в случае закачки парогаза. При движении в пласте парогаза температура меняется с изменением концентрации инертной составляющей газовой фазы, поэтому так называемое "паровое плато" отсутствует, и в этой области наблюдается снижение температуры.

8. В условиях, близких к пластовым, наблюдается отставание температурного фронта от фронта вытеснения. Однако в работе показано, что при малых давлениях, характерных для лабораторного моделирования процесса вытеснения нефти парогазом, до момента установления стационарного теплового поля может наблюдаться совпадение температурного фронта и фронта вытеснения. Конденсируемая при этом вода сосредотачивается в прогретой зоне. Поэтому в лабораторных экспериментах при вытеснении нефти парогазом в непрогретой области образование зоны трехфазного движения может не наблюдаться.

9. Установлено, что термо- и гидродинамика процесса вытеснения нефти горячей смесью воды и газа определяется двумя основными механизмами: взаимодействием кинематических волн насыщенности газа и воды перед температурным фронтом и установлением стационарного теплового поля. Существует тесная взаимосвязь этих механизмов: значение температуры на входе в пласт влияет не только на характер распространения теплового поля, но и на распределение насыщенности фаз в пористой среде, как в прогретой, так и в зоне, неохваченной тепловым воздействием. Наблюдаются два разных режима течения: первый заключается в отставании газовой фазы от водной (скорость кинематического скачка для газовой фазы меньше чем для водной), и второй- в опережении газовой фазы.

10. Показано, что степень вытеснения нефти из пласта определяется, в первую очередь, размерами зоны локализации тепла. Изменение состава закачиваемой смеси приводит к немонотонной зависимости коэффициента нефтевытеснения. Имеется оптимальный состав закачиваемой смеси, приводящий к улучшению динамики вытеснения.

Добавка в пар углекислого газа приводит к снижению нефтенасыщенности в непрогретой зоне за счет растворения углекислого газа в нефти и снижения ее вязкости.

Рассмотрение нефти как двухкомпонентной жидкости, состоящей из легкой и тяжелой компонент, позволило выявить скачок нефтенасыщенности в прогретой зоне, связанный со снижением вязкости нефти за счет обогащения нефтяной фазы на фронте фазового перехода легкими углеводородами и испарением нефти в газовую фазу.

И. Показано, что использование результатов исследований тепло- и массопереноса с учетом термодинамических эффектов и построение модельных термограмм для различных условий позволяют повысить информативность и достоверность результатов интерпретации данных термических исследований скважин в условиях многофазного потока. Теоретически обоснована и практическими результатами подтверждена возможность определения давления насыщения нефти газом в естественных условиях.

Вытеснение нефти оторочкой парогаза приводит к интенсификации процесса нефтеизвлечения по сравнению с вытеснением оторочкой пара. Показана эффективность использования оторочек парогаза на примерах разработки Лемезинского месторождения Башкирии и Русского месторождения Западной Сибири.

Использование азимутального нестационарного распределения температуры в скважине позволяет определять локальное тепловое возмущение в коаксиальной системе связанное с дросселированием по заколонным каналам жидкости (каналы заколонного перетока жидкости).

12. Предложен комплекс математических моделей для задач термометрии при притоке жидкости и газированной жидкости из пласта, заколонных перетоках сверху и снизу работающего пласта с учетом тепловой инерционности системы "скважина - пласт" и датчика температуры, который является основой при интерпретации данных термометрии в условиях многофазного потока и обучения специалистов по скважинной термометрии.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основе выполненных исследований развита теория нестационарного тепло- и массопереноса в нефтенасыщенных пористых средах с учетом многофазности потока, растворимости компонентов, эффекта дросселирования, адиабатического эффекта и тепловых эффектов при фазовых превращениях (разгазировании/растворении, испарении/конденсации жидкости и кристаллизации парафина). Исследованы особенности нестационарных термогидродинамических полей при фильтрации газированной нефти и воды, фильтрации газированной парафинистой нефти, фильтрации неньютоновской газированной нефти и воды, фильтрации нефти, воды и газа в переменном поле давления с учетом смешивания потоков, тепловой инерционности системы "скважина- пласт" и датчика температуры, а также при вытеснении нефти смесью горячей воды и газа и парогазом. Созданы научные основы для практического использования особенностей нестационарного тепло- и массопереноса в задачах разработки и контроля разработки нефтяных месторождений термическими методами. Результаты исследований способствуют повышению достоверности интерпретации данных термических исследований скважин и пластов в условиях многофазного потока, позволяют прогнозировать показатели разработки нефтяных месторождений с применением теплоносителей на основе закачки пара, смеси горячей воды и газа, парогаза и их оторочек.

1. Абасов М.Т., Таиров Н.Д. и др. Влияние температуры на относительную фазовую проницаемость при высоких давлениях // Докл.АН АзССР. - 1976. -32. - №8. - С.31-34.

2. Абдуллаева A.A., Алиева Ш.М. Влияние увеличения температуры на вытеснение нефти водой //Азерб.нефт.хоз-во. 1973. - № 2.- С.28-29.

3. Аббасов A.A. Касумов A.M. и др. Исследование влияния неньютоновского характера нефтей на нефтеотдачу при вытеснении их горячей водой //Азерб.нефт.хоз-во. 1972. -, № 6. - С.24-25.

4. Абасов М.Т., Азимов Э.Х., Кулиев А.М.,Мамиев Г.С. Определение давления насыщения по изменению коэффициента продуктивности //Нефтяноехозяйство.- 1982.-№6.- С.37-40.

5. Аметов И.М. и др. Экспериментальное исследование влияния температуры на нефтеотдачу залежи нефти, обладающей вязко-упругими свойствами // Нефть и газ. 1982. .- №2.-С.24-27.

6. Аббасов A.A. и др. Температурное поле пласта при наличии в нем периодически действующих источников тепла при прерывистой закачке горячей воды // Уч.зап.Азерб.ин-ста нефти и химии. 1972. - Вып.9. - № А. -С.40-45.

7. Аббасов A.A. Джамалов И.М. и др. Исследование температурного поля при импульсном нагнетании пара в неоднородный пласт // Нефтепромысловое дело. 1976. - №2. - С.37-40.

8. Амелин И.Д., Палий А.О. Участие газообразных продуктов горения в механизме нефтеотдачи при внутрипластовом горении // Нефтепромысловое дело. 1974. - №8.-С. 18-20.

9. Алишаев М.Г., Розенберг М.Д., Теслюк Е.В. Неизотермическая фильтрация при разработке нефтяных месторождений. М.: Недра, 1985. - 270 с.

10. Балакиров Ю.А. Термодинамические исследования фильтрации нефти и газа в залежи. М.: Недра, 1970.- 230 с.

11. Бан А., Балиний В., Долетал Ш. и др. Применение углекислого газа в добыче нефти. М.: Недра, 1977. - 200 с.

12. Баженов В.В., Юсупов Р.И., Минулин P.M., Валиуллин P.A., Шарафутдинов Р.Ф. // Сб. тезисов Межд.конф. и выставка по геофизическим исследованиям скважин. М., 8-11 сентября, 1998 г., С. 15.

13. Баширов В.В., Карпов В.П., Федоров K.M. Парогазотермическая обработка призабойной зоны и пласта в целом. // Итоги науки и техники. Серия разраб. нефт. и газов, мест-й. -Т.19. -М.-1987.-С.З-86.

14. Бадалянц Г.А., Никищенко А.Д. Исследование влияния температуры на относительные проницаемости при вытеснении водой нефти, содержащей асфальтены /Деп. во ВНИИОЭНГе № 443 от 8 сентября 1977 г.

15. Бегназаров Т,. Хожанов Т. и др. Исследование вытеснения нефти горячей водой //Сб.: Вопросы развития нефтегазовой промышленности Туркменистана. Ашхабад. - 1974. - С.131-136.

16. Боксерман A.A. Раковский Н. Л. и др. Разработка нефтяных месторождений путем сочетания заводнения с нагнетанием пара //Итоги науки и техники. Серия .'Разработка нефтяных и газовых месторождений. -М. т.7. - 1975. -С.69-156.

17. Боксерман A.A., Лыков С.Н. Повышение нефтеотдачи путем сочетания внутрипластового окисления нефти с заводнением. // Итоги науки и техники. Сер.: Разработка нефтяных и газовых месторождений. М. - 1986. - Т-. 17. -С.3-108.

18. Боксерман A.A., Якуба С.И. Анализ результатов расчетов вытеснения нефти горячей водой с учетом влияния температуры на параметры пластовой системы // Тр. ВНИИНефть. 1977. - Вып.61.- С.33-42.

19. Боксерман A.A. и др. Исследование в области методов повышения нефтеотдачи путем сочетания заводнения с тепловым воздействием на пласты //В кн. : Тепловые методы добычи нефти. -М.: Наука, 1975. С.110-116

20. Боксерман A.A. О влиянии теплового расширения пластовой системы на нефтеотдачу при вытеснении нефти горячей водой // Тр.ВНИИнефть. 1973. -Вып. 45. - С.173-182.

21. Боксерман A.A., Якуба С.И. О некоторых особенностях процесса вытеснения нефти теплоносителями из слоисто-неоднородного пласта // Тр.ВНИИнефть. 1979. - Вып.69. - С.97-104.

22. Боксерман A.A., Якуба С.И. О расчетах процесса вытеснения нефти оторочками пара. // Тр.ВНИИнефть. 1977. - Вып.61. -С.27-33.

23. Боксерман A.A., Шалимов Б.В. О прогреве трещиновато-пористого пласта при нагнетании насыщенного пара // Тр.ВНИИнефть. -1979. -Вып. 69. С. HS-HS.

24. Боксерман A.A., Якуба С.И. Некоторые особенности процесса вытеснения нефти паром из месторождений с водонефтяной зоной // Тр.ВНИИнефть. -1986.-Вып. 95.-С. 68-75.

25. Брагинская Г.С., Ентов В.М. О неизотермическом вытеснении нефти раствором активной примеси. // Изв.АН СССР.МЖГ. 1980.-.М? 6. - С.99-107.

26. Брагинская Г. С. О структуре фронта довытеснения нефти раствором активной примеси в неизотермических условиях // Изв.АН СССР.МЖГ. -1982.-№ 1.-С. 176-180.

27. Бедриковецкий П.Г., Каневская Р.Д., Лурье М.В. Эффекты неравновесности сорбции, растворения и теплообмена при вытеснении нефти активными жидкостями // Докл.АН СССР. 1982.-Т.266. - № 6. - С. 1324-1329.

28. Бедриковецкий П.Г., Каневская Р.Д., Лурье М.В. Эффекты сжимаемости при вытеснении нефти и воды газом // Докл.АН СССР. 1984.-№ 2. С.319-324.

29. Богданов И.И., Ентов В.М., Чудов Л.А. Динамика возникновения, распространения и релаксации теплового очага в пласте // Препринт ИПМ АН СССР.-№ 375.- 1989.- 105 с.

30. Баширов В.В., Булгакова Г. Т., Шарафутдинов.Р.Ф. Неизотермическая фильтрация жидкости и газа и задачи увеличения нефтеотдачи пластов тепловыми методами. -Уфа.: Изд.БашГУ, 1985. 96 с.

31. Баширов В.В., Федоров K.M., Овсюков A.B. Неизотермическое движение жидкости и газа в пористой среде и задачи увеличения нефтеотдачи пластов тепловыми методами.- Уфа.: Изд.БашГУ, 1984. 84 с.

32. Булыгин В.Я., Локотунин В. А. Математическое моделирование тепломассопереноса в нефтяных пластах. // Сб.:Динамика многофазных сред. Новосибирск. - 1981. - С. 101-107.

33. Булыгин В.Я., Локотунин В.А. Об одном подходе к исследованию сопряженных задач термогидродинамики. // Сб.: Численные методы механики сплошной среды. 1983. - Т.14. -№2. -1983.- С.33-39.

34. Булыгин Д.В., Булыгин В.Я. Геология и имитация разработки залежей нефти. М.: Недра, 1996.- 382 с.

35. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1977. - 238 с.

36. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. Пер.с фр. М.: Недра, 1989. - 422 с. ил. - Пер. изд.: Франция, 1984.

37. Буевич A.C., Валиуллин P.A., Хизбуллин Ф.Ф. Экспериментальные исследования некоторых термодинамических процессов для жидкостей. // Физико- химическая гидродинамика: Межвузовский сборник,-Уфа: Баш.гос.унив-т. 1980.- С.56- 60

38. 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.

39. Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф., Сорокина В.А., Ярославцева Л.А. Особенности термометрии при выделении нефтяныхпластов эксплуатирующихся при забойном давлении ниже давления насыщения //Нефтяное хозяйство. 1991.-№ 6, С.33-36.

40. Валиуллин P.A., Рябов Б.М., Рамазанов А.Ш., Игнатьев В.М., Поздеев Ж.А., Сокова К.И. Определение нефте- водопритоков по результатам термических исследований в процессе освоения и опробования скважин //Нефтяное хозяйство. 1990. -№4,- С.21-25.

41. Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф. Баротермический эффект при трехфазной фильтрации с фазовыми переходами.// Изв.РАН, МЖГ, 1994, 6, С.113- 117.

42. Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш. Особенности термометрии нефтяных скважин при выделении газа в пласте. // В кн.: Геофизические исследования в нефтяных скважинах.- г.Уфа.- вып. 20, 1990, С.78-84.

43. Валиуллин P.A., Шарафутдинов Р.Ф., Кулагин O.JI. Экспериментальное изучение термодинамических эффектов в газожидкостных системах. // Физико-химическая гидродинамика: Межвузовский сборник. -Уфа : Башк.гос.унив-т. -1995.- С. 13-18.

44. Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш. Термические исследования при компрессорном освоении нефтяных скважин. Уфа: Изд. БашГУ,1992.- 168 с.

45. Валиуллин P.A., Шарафутдинов Р.Ф. Особенности переходных температурных полей при компрессорном опробовании скважин и пластов // Нефть и газ, №1,- 1998,- С.29-34.

46. Валиуллин P.A., Шарафутдинов Р.Ф., Федотов В .Я. и др. О возможности определения давления насыщения нефти газом в естественных условиях.// Прикладная физика и геофизика. Межвуз.научн.сб.Башк.госуд.унив.- 1995.-С.18-19.

47. Валиуллин P.A., Антонов А.Н., Назаров В.Ф., Рамазанов А.Ш., Федотов В.Я., Яруллин Р.К. Шарафутдинов Р.Ф. Температурный каротаж скважин при контроле разработки нефтяных скважин // В кн.: 14 Губкинские чтения "

48. Развитие идей И.М. Губкина в теории и практике нефтегазового дела", г.Москва, 15-17 октября, 1996, с. 130-131.

49. Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф. Термометрия пластов с многофазными потоками.- Уфа.: Изд.БашГУ, 1998.- 116 с.

50. Вукалович М.П. Термодинамические свойства воды и водяного пара. М.: Машгиз., 1959. - 108 с.

51. Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей. -М.: Недра, 1984. -264 с.

52. Гиматудинов Ш.К. и др. Физика нефтяного и газового пласта.- М.: Недра, 1982.-308 с.

53. Гарушев А.Р., Иванов В.А. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений термическими методами //Тр. ВНИИ по термичес. методам добычи нефти. М.: ВНИИОЭНГ. - 1980.- С.3-11.

54. 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. - С.163-177, С.343-357.

55. Джамалов И.М., Матвеенко Л.М. Литвинов В.В. Вытеснение нефти из пласта тепловыми оторочками. М.: ВНИИОЭНГ. -1977. - 47 с.

56. Джамалов И.М. и др. Моделирование термоциклического вытеснения нефти из неоднородного пласта // Тем.сб.н.тр.Аз.НИИ и проект.инст.нефт.пром-ти 1975. - Вып.37. - С.23-29.

57. Джамалов И.М., Шейдаев Т.Ч. О путях повышения эффективности процесса перемещения тепловой оторочки в пласте // Азерб.нефт.хоз-во. -1979. № 8. - 9. - С.3-6.

58. Дубов В.И., Кочетков A.A., Лисицын В.М. Особенности вытеснения нефти оторочкой пара. //Нефтяное хозяйство. -1972. .№ 9. - С.39-43.

59. Дунюшкин И.И. и др. Распределение двуокиси углерода между нефтью и водой. // Нефтепромысловое дело. -1960. №. 7. -С.30-32.

60. Дворкин И.Д., Буевич A.C., Филиппов А.И. Коханчиков А.И., Назаров В.Ф., Закусило Г.А. Термометрия действующих нефтяных скважин // Пособие по методике измерений и интерпретации. Деп.ВНИИОЭНГ., 1976, №305.-43с.

61. Ентов В.М. Физико-химическая гидродинамика процессов в пористых средах (математические модели методов повышения нефтеотдачи пластов). // Успехи механики. 1981. - Т.4 - № 3. - С.41-79.

62. Желтов Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта М.:Недра.-1975.- 216 с.

63. Желтов Ю.П., Малофеев Г,Е. О распространении степени сухости пара при термовоздействии на нефтяные пласты. // Изв. АН СССР. МЖГ. -1986. -№1- С.174-176.

64. Золотарев П.П., Николаевский В.Н. Термодинамический анализ нестационарных процессов в насыщенной жидкостью и газом деформируемых пористых средах // В сб.: Теория и практика добычи нефти. М.: Недра. 1966.- С. 49-61.

65. Зазовский А.Ф. Об устойчивости фронтального вытеснения жид-костей в пористой среде при наличии межфазного массообмена и фазовых переходов // Изв. АН СССР. МЖГ. 1986. - № 2. - С.98-103.

66. Зазовский А,Ф. О неизотермическом вытеснении нефти водой из нетеплоизолированных пластов // Изв.АН СССР. МЖГ. 1983.- №5.- С.91-98.

67. Зазовский А.Ф. 0 вытеснении нефти горячей водой с учетом теплопотерь и возможности взаимной растворимости воды и нефти // ИПМ АН СССР М. - 1982. - 31 с. - Деп. ВИНИТИ 15.07.82. № 3785-82.

68. Зазовский А.Ф. О вытеснении нефти горячей водой с учетом теплопотерь. //В сб.: Динамика многофазных сред. Новосибирск. - 1983. - С.150-156

69. Зазовский А.Ф., Федоров K.M. О вытеснении нефти паром // Препринт №267. М.: ИПМ АН СССР. - 1986. - 65 с.

70. Зубов Н.В., Шапошников B.JI. К расчету процесса вытеснения нефти при нагнетании в пласт пара. М.: ВНИИОЭНГ. - 1980.- С. 150-155.

71. Кисиленко Б.Е., Кеннави Ф.А., Рыжик В.М. Закачка горячей воды для повышения нефтеотдачи трещиновато-поровых пластов с высоковязкой нефтью // Нефтяное хозяйство. 1977. -М 12.- С.29-32.

72. Касумов A.M., Эйвазов Р.Г. Экспериментальное исследование вытеснения вязкопластичных нефтей из пористой среды горячей водой // Азерб. нефт. хоз-во. 1971. -№ 10. - С.29-30.

73. Кочешков A.A., Дубов В.И., Лисицин В.М. О механизме процесса вытеснения нефти из пласта оторочкой пара. //Нефтепромысловое дело. -1972.-№3,-С. 10-15.

74. Кац P.M., Таранчук В.Б. Обзор работ по исследованию устойчивости фильтрационных течений // Динамика многофазных сред. -Новосибирск.: НТПМ СО АН СССР. 1981. - С. 18-29.

75. Клярковский Г.В., Мысевич Р.В., Парахин Б.Г. Исследование механизма движения трехфазного потока в пористой среде // Нефтепромысловое дело, №1.- 1980.- С. 14-15.

76. Копанев С.В. Исследование влияния количества слоев в модели слоисто-неоднородного пласта на результаты расчета вытеснения нефти паром //Деп. во ВНИИОЭНГ. 17.09.81.-№ 869.

77. Коробков Е.И., Стрижов И.Н. Математическое моделирование процесса внутрипластового горения // Нефтяное хозяйство. 1982. - .№ 4. - С.42-45.

78. Коноплев Ю.В. и др. Геофизические методы контроля разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986. - 221 с.

79. Кондрашкин В.Ф., Фаткуллин А.Х. Определение коэффициента Джоуля-Томсона для ромашкинской нефти в промысловых условиях. // Нефтепромысловое дело. 1971. - № 9.- С.20-22.

80. Кременецкий М.И. Исследование межпластовых перетоков жидкости и газа в скважине по данным термометрии. Автореферат кандидатской диссертации. МИНХ и ГП, 1978.

81. Коротаев Ю.П., Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководством.: Недра, 1984,360 с.

82. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М.Статистическая физика. М.: Наука, 1976, 583 с.

83. Леви Б.И., Санкин В.М. Математическое моделирование процесса неизотермического заводнения нефтяных месторождений с ньютоновскими и неньютоновскими нефтями. //ОНТИ, БашНИПИ-нефть. Уфа. - 1977. - 37 с.

84. Леви Б.И. Расчет нефтеотдачи многослойного пласта при неизотермической фильтрации. // Нефтяное хозяйство.- 1972. -№9. С.43-46.

85. Лапук Б.Б. О термодинамических процессах при движении газа в пористых средах. // Нефтяное хозяйство. 1949. - № 3

86. Лапук Б.Б. О температурных изменениях, происходящих при движении сырой нефти в пористых пластах. // Нефтяное хозяйство. 1940. - № 4-5.

87. Лапук Б.Б. Термодинамические процессы при движении газированной нефти в пористых средах. // Азер.нефтяное хозяйство. 1940. - № 2., С.28-34.

88. Масленникова В.Я. и др. Растворимость метана в сжатом азоте // ЖФХ. -1971. т.14. - вып.9. - С.2384-2389.

89. Мангэн Н. Прогрессивные методы добычи нефти. Часть-3. Влияние эффектов на границе раздела фаз на нефтеотдачу: капиллярность // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1982. -№4. - С.37-43.

90. Мустаев Я.А., Мавлютова И.И., Чеботарев В.В. Влияние температуры на относительную фазовую проницаемость. // Тр. БашНИПИ-нефти. 1972. -вып.31. - С.241-250.

91. Мустаев Я.А. и др. Экспериментальные исследования процесса вытеснения нефти из пористой среды горячей водой // В сб.:Тепловые методы разраб. нефт. мест-й и обработка призаб.зон пласта. М. - 1971. - С.98-108.

92. Маметодов Н.Г., Дадашев A.M. О повышении эффективности закачки горячей воды в нефтяной пласт // Азерб.нефт.хоз-во. 1975. - № 5. - С.22-24.

93. Малофеев Г.Е., Каннави В.А. Теплообмен между жидкостью и блоками трещиноватого пласта при нагнетании в него теплоносителя. / В кн.: Фильтрация, теплоперенос и нефтегазоотдача в сложных пластовых условиях. М. - 1978. - С.27-35.

94. Малофеев Г.Е., Шейнман А.Б. К расчету нефтеотдачи пласта при нагнетании в него горячей воды // Нефтяное хозяйство.-1963. №3. - С.22-27.

95. Малофеев Г.Е. Потери тепла в кровлю и подошву при закачке в пласт горячей воды. // Нефть и газ. -1959.- № 5. С.67-69.

96. Мусин М.М. Численная модель процесса паротеплового воздействия на пласт с системой скважин // Тр.ТатНИПИнефть. 1980. - т.44. - С.55-58.

97. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добычи нефти и газа. М.: Недра, 1977. - 228 с.

98. Мирзаджанзаде А.Х., Ковалев А.Г., Зайцев Ю.В. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей М.: Недра, 1972.- 200 с.

99. Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И.М. Ковалев А.Г. Физика нефтяного и газового пласта. -М.: Недра, 1992.- 250 с.

100. Намиот А.Ю., Бондарева М.М. Испарение нефти при нагнетании водяного пара в нефтяной пласт // Тр.ВНИИнефть.- М.:Недра. -1970. вып.37.- С.66-71.

101. Намиот А.Ю., Корнаев М.З. Испарение нефтей при внутриплас-товом горении // Тр.ВНИИнефть. 1974. - вып.61. - С. 151-163.

102. Намиот А.Ю., Скрипка В.Г. Фазовые равновесия в системе, состоящей из тяжелого углеводорода, воды и азота при повышенных температурах и давлениях // Тр.ВНИИнефть . 1974. -вып.61. - С.125-138.

103. Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. М.:Недра, 1976. -183 с.

104. Николаевский В.Н. и др. Движение углеводородных смесей в пористой среде. М.: Недра, 1968.- 190 с.

105. Николаевский В.Н. Механика пористых и трещиноватых сред. -М., Недра, 1984.-232 с.

106. Нигматуллин Р.И. Основы механики гетерогенных сред. М.:Наука, 1978. -336 с.

107. Нигматуллин Р.И. Динамика многофазных сред.- М.: Наука, 1987. ч.1-2. -464 е., 360 с.

108. Оганов К.А. Основы теплового воздействия на нефтяной пласт,-М.:Недра, 1967.-203 с.

109. Оганов К.А. и др. Расчет параметров паротеплового метода повышения нефтеотдачи на примере Уричского месторождения // Научно-произв.сборник.- Нефт. и газ пром-ть. 1977. - №1/91. - С.24-27.

110. Оноприенко A.B. Математическое моделирование паротеплового воздействия на пласт в сочетании с заводнением // Тр.НИИ и проект.ин-ст нефт.пром-ти. 1982. - .№ 26. - С. 170-182.

111. Оноприенко A.B. Исследование технологических особенностей паротеплового воздействия на слоисто-неоднородный пласт на основе математической модели процесса // Нефтепромысловое дело. 1981. - № 11.-С.5-8.

112. Оганджаняну В.Г. и др. Экспериментальное изучение влияния температуры на абсолютную проницаемость пород // Нефтепромысловое дело. 1980. -№1. - С.15-19.i

113. Палий А.О. Влияние температуры на эффективность вытеснения на нефти газообразными продуктами при внутрипластовом горении // Нефтепромысловое дело. 1975. -№3.~ С.22-24.

114. Попов Ю.П., Самарский A.A. Полностью консервативные разностные схемы // Ж.выч.матем.и мат. физики. -1969.- т.9.-№4.

115. Пудовкин М.А., Саламатин А.Н., Чугунов В.А. Температурные процессы в действующих скважинах. Казань : Изд-во Казан.унив-та, 1977.- 168 с.

116. Рамазанов А.Ш., Валиева Н.Т. Стационарное температурное поле при совместной фильтрации воды и газированной нефти // Физико-химическая гидродинамика: Межвузовский сборник. -Уфа : Башк.гос.унив-т. -1995,- С.69-76.

117. Рамазанов А.Ш., Тагиров И.Ф. Стационарное температурное поле при фильтрации газированной нефти. // Изв. АН СССР. МЖГ.- №1.-1994, С.113-116.

118. 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.

119. Рамазанов А.Ш. Баротермический эффект при нестационарной фильтрации жидкости в нефтяных пластах. Кандидатская диссертация, Казань, 1986.

120. Руководство по применению промыслово- геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1978.

121. Розенберг М.Д., Кундин С.А. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа. М.: Недра, 1976. - 336 с. .

122. Розенберг М.Д., Курбанов А.К. Современные вопросы подземной гидромеханики нефти. / В кн.: Теория и практика добычи нефти. Ежегодник ВНИИ. - М.: Недра. - 1968. С.8-23.

123. Раковский H.J1. Методика расчета плоскопараллельного вытеснения нефти паром./ Тр.ВНИИнефть. М. - 1973. - вып.45.

124. Раковский H.J1. Тепловая эффективность нагнетания теплоносителей в слоисто-неоднородные пласты // Нефтяное хозяйство.-1982. №11. - С.25-27.

125. Раковский H.JL. Копанев C.B. Вытеснение нефти паром и его оторочками. // Итоги науки и техники. "Разработка нефтяных и газовых месторождений. М. - 1986. - т. 17. - С. 109-189.

126. Рубинштейн JI. И. Температурные поля в нефтяных пластах.-М.: Недра, 1972.-276 с.

127. Рузин М.М. и др. Влияние температуры на эффективность вытеснения высоковязкой нефти из пористой среды // Нефтяное хозяйство. 1981. - №6. -С.39-42.

128. Рид Р., Прауснии Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. М.: Химия, 1982.-591 с.

129. Сабитов А.Р., Шарафутдинов Р.Ф. Тепловое поле нефтяного пласта в нестационарном поле давления. // ИФЖ.- т.72.- №2,- 1999.- С.271-274.

130. Сабитов А.Р., Шарафутдинов Р.Ф. Особенности теплового поля при фильтрации газированной нефти и воды // Вестник БГУ, 1997, №1, с.33-41.

131. Сабитов А.Р., Халиков Г.А., Шарафутдинов Р.Ф. О распределении насыщенностей фаз при фильтрации газированной нефти.// Вестник БГУ, №2.- 1997.- С. 22-24.

132. Сабитов А.Р., Шарафутдинов Р.Ф. Тепловое поле пласта при многофазной фильтрации в условиях нестационарного поля давления. // Прикладная физика и геофизика. Межвуз.науч.сборник.Башк.гос.унив., 1995.-С. 94-100.

133. Сабитов А.Р., Шарафутдинов Р.Ф. Тепловое поле нефтяного пласта при трехфазной фильтрации с разгазированием. //Тезисы доклада Всеросс.научно-практ. конференции молодых ученых и специалистов "Геофизика-97". Санкт-Петербург, 3-6 июня 1997 г., С.58-59.

134. Султанов Р.Г. и др. Фазовые равновесия в системе н-гексадекан- вода при повышенных температурах // ЖФХ. 1971. -т. 14. - вып.10. - С.26-86.

135. Сургучев M.JL, Кузнецов O.JL, Симкин Э.М. Гидродинамическое акустическое, тепловое, циклические воздействия на нефтяные пласты. М.: Недра, 1975.- 184 с.

136. Сучков Б.М. Оценка влияния дроссельного эффекта на изменение температурного режима работы скважины // Нефтепромысловое дело. 1974. - № 9.

137. Седов Л.И. Механика сплошных сред. М.:Наука, 1976. - т. 1,2. - 84 е., 536 с.

138. Судос П.Т. О математическом моделировании процесса нагнетания водяного пара в нефтяной пласт / Деп.ВИНИТИ.-№3308-77 Деп.- 26 с.

139. Султанов Р.Г., Скрипка В.Г., Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в системе, состоящей из высококипящего углеводорода и воды, при температурах до 365 С // Нефтяное хозяйство.-1972.-Л? 2.- С.57-59.

140. Самарский A.A. Режимы с обострением в задачах для квазилинейных параболических уравнений. М.: Недра, 1987. - 476 с.

141. Теслюк Е.В., Розенберг М.Д. О неизотермической фильтрации многофазного потока и об учете термодинамических эффектов при разработке нефтяных месторождений // Тр.ВНИИнефть. -1965. вып.42. -С.281-293.

142. Токарев Г.Ю. Вытеснение нефти паром с учетом фазовых превращений // Материалы 7-ой отраслевой конференции молодых специалистов МНП. -Краснодар. 1980. - С.25-37.

143. Тарасов А.Г., Раковский Н.Л., Лавренников В.А. Оценка динамики охвата пласта при вытеснении нефти паром в сочетании с заводнением // Нефтепромысловое дело. 1980. -№ 6.- С.8-12.

144. Таиров Н.Д. и др. Исследование влияния неоднородности пористой среды на нефтеотдачу при площадной закачке горячей воды в пласт // Изв.АН Аз.ССР.- Сер.наук о Земле,-1980,- №1. С.63-68.

145. Требин Г.Ф., Капырин Ю.Ф., Лиманский О.Г. Оценка температурной депрессии в призабойной зоне эксплуатационных скважин // Сб.науч.тр. ВНИИ,- М,- 1978, вып.64, С. 16-23.

146. Требин Г.Ф., Капырин Ю.Ф. О величине дроссельного эффекта при фильтрации углеводородов на различных глубинах. // Тр.ВНИИ.- М.: Недра, 1970, вып.37, С. 56-58.

147. Требин Г.Ф., Капырин Ю.Ф., Петухов. Экспериментальное изучение изменения температуры при дросселировании нефти. // Тр.ВНИИ.- М.: Недра, 1974, вып.49, С.74-80.

148. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза. М.: Недра, 1980. - 583 с.

149. Тарасов А.Г. Влияние дистиляции на коэффициент вытеснения нефти паром // Нефтепромысловое дело.-1975.-№ 5.- С.39-42.

150. Ушаков В.В., Розенберг М.Д., Теслюк Е.В. Характеристики вытеснения нефти с учетом трехфазности потока при неизотермической фильтрации //Нефтяное хозяйство. 1984. -№ 1. - С.32-36.

151. Федоров K.M., Шарафутдинов Р.Ф. Неизотермическая фильтрация нефти, воды и газа// Тр.МИНГ. 1981. - вып.200. - С.81-91.

152. Федоров K.M., Шарафутдинов Р.Ф. К теории неизотермической фильтрации с фазовыми переходами // Изв.АН СССР МЖГ. -1989. № 5. -С.78-85.

153. Филиппов А.И., Шарафутдинов Р.Ф. Особенности теплового поля дроссельного эффекта в пластовых условиях при наличии охлаждения закачиваемой водой // Нефть и газ. 1982. -№ 3. - С.53-58.

154. Филиппов А.И., Хусаинова Г.Я. Баротермический эффект в аномальных жидкостях.// Прикладная физика и геофизика. Сб. науч.тр. Уфа: Изд -во Башкир, ун -та, 1995. С.131-135.

155. Филиппов А.И. Скважинная термометрия переходных процессов. Докторская диссертация, Уфа, 1990.

156. Филиппов А.И., Хусаинова Г.Я., Девяткин Е.М. К термодинамике аномальных нефтей в пластах // Нефть и газ.-1997.- №2.- С.38-46.

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

158. Хомутов В.И. Фазовые проницаемости при вытеснении высоко-вязкой нефти горячей водой в условиях нестационарной фильтрации //Нефтепромысловое дело. 1975. -№1- С.32-34.

159. Халиков Г.А. Баширов В.В., ,0всюков А,В., Булгакова Г.Т., Федоров K.M., Шарафутдинов Р.Ф. Установка для исследования парогазового воздействия на продуктивный коллектор.-М. :ВНИИОЭНГ. №. 2119. - т. 17007 от 10.09.82г.

160. Халиков Г.А., Булгакова Г.Т., Шарафутдинов Р.Ф. Трехфазная фильтрация газированной жидкости. // Межвуз.сб. "Нефть и газ", Уфа, УГНТУ.- 1997.- вып. 1.- С.62-64.

161. Халимов Э.М., Леви Б.И., Дзюба В.И., Пономарев С.А. Технология повышения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1984. - 271 с.

162. Хабибуллин И.Л., Шарафутдинов Р.Ф. Об оценке теплоты растворения газов в жидкостях // Межв.науч.сб.- Уфа.- 1995.- С. 144-146.

163. Хусаинова Г.Я. Исследование температурных полей при фильтрации аномальных жидкостей. Кандидатская диссерт., Стерлитамак, 1998.

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

165. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963.-396 с.

166. A.C.330243. МКИ3 Е 21 В 47/03. Способ тепловой обработки нефтяного пласта /Чекалюк Э.Б., Оганов К.А., Снарский А.К. (СССР)-Опубл. бюл.-№ 8. -1972.

167. Чекалюк Э.Б. Оганов К.А. Тепловые методы повышения отдачи нефтяных залежей Киев: Наукова думка, 1979. -208 с.

168. Чарный И.А.Подземная гидродинамика.М.: Гостоптехиздат, 1963. 396 с.

169. Чарный И.А. Нагревание призабойной зоны при закачке горячей жидкости в скважину // Нефтяное хозяйство. 1953.- № 2,3.

170. Шейнман А.Б. Малофеев Г.Е. Сергеев Л.И. Воздействие на пласт теплом при добыче нефти. М.:Недра, 1969.- 256 с.

171. Шакиров Х.Г. и др. Численное моделирование процесса трехфазной фильтрации нефти, воды и двуокиси углерода // В сб. ¡Проблемы нефти и газа Тюмени. 1980.-вып.45.- С.71-74.

172. Шалимов Б.В. Численное моделирование одномерной трехфазной фильтрации // Изв.АН СССР. МЖГ. 1975. - №6. - С.59-66.

173. Шарафутдинов Р.Ф. Теоретическое исследование процесса на математической модели. // Итоги науки и техники. сер.Разработка нефтяных и газовых месторождений. -1987.- т. 19. - гл.2,§ 2.- С. 32-42.

174. Шарафутдинов Р.Ф. Сравнительный анализ процесса вытеснения нефти из пористой среды паром и парогазом // В сб.:Физико-химическая гидродинамика. Уфа. - 1987. - С. 127-131.

175. Шарафутдинов Р.Ф. Баротермический эффект при фильтрации аномальной нефти и воды // ПМТФ, №3, 1999, С. 18-21.

176. Шарафутдинов Р.Ф. Тепловое поле пласта в переменном поле давления. // Нефть и газ, №3,- 1998,- С. 42-46.

177. Эседуллаев Р. Тепловые эффекты при фильтрации газов и газоконденсатных систем в пористой среде. Дисс.на соиск.уч.ст к.т.н.-Ашхабад, 1979.

178. Adler G.A. Linear model and a related very steam numerical method for thermal secondary oil recovery // J.Can.Pet.Tech.-1975 .-july-sept.-p.56-65.

179. Armento M.E., Miller C.A. // SPEJ.-I977.-v. 17. -No.4.-p .423-430

180. Alikhan Abbas A., Faroug Ali S.M. Oil recovery by hydrocarbon slugs driven by a hot water bank // SPEJ.-1977.-V.11. No.4. -p.342-350.

181. Bia P. Les methods thermiques de production des hudrocarbones Chapture I: Transfert de chaleur et de masse. // Revue de institute francais du petrole.-1975.-v.30. No.3.-p.359-396.

182. Bader B.E., Fox R.L., Stosur J.J. The potential of downhole steam generation to the recovery of heavy oils // Sandia laboratories albuguergue.,NM 87185.

183. Coats K.H. In-sity combustion model // SPEJ.-1980.-v.20.-No.6.-p.533-554.

184. Chao K.S., Sedder J.D. A general correlation of vapourliquid edilibria in hydrocarbon mixtures // Aiche J.-I964.-v.7.-No.4.

185. Closmann P.J., Seba Ri.D. Laboratory tests on heavy oil recovery by steam injection//SPEJ.-I983.-v. 23. -No.3.-p. 417-426.

186. Coats K.H. Simulation of steamflooding with distillation and solution gas // SPEJ.-I976.-v. 16.-No.5.-p.23 5-247.

187. Crookston R.B., Culham W.E., Chen W.H. A numerical simulation model for thermal recovery processes // SPEJ.-I979.-v.I9-No. 1 .-p.37-57.

188. Payers F.J., Mathens J.D. Evalution of Normalized Stones methods for estimating three-phase relative permeabilities // SPEJ.-I984.-v. 24. -No.4. -p.224-232.

189. Faroug Ali S.M. Meldau.R.E. Current steamflood technology // J.Pet.Tech., 1979.-V.31.-No. lO.-p. 1332-1342.

190. Fayers F.J. Somethertical results concerning the displacement of a viscous oil by hot fluid in a porous medium // J.Fluid Mech.-1962.-v.l3.-p.65-76.

191. Chu C. Pattern configuration effect on steam flood performance// J.Pet.Tech.-1979.-v.31.-No.9-p.l 101-1 111.

192. Aydelotte S.R., Pope G.A. A simplified predictive model for steamdrive performance//J.Pet.Tech.-I983.-v.35 .-No 5 -p .991- 1002.

193. Faroug Ali S.M., Abad B.P. // J.Can.Pet.Tech.-I976.-v.I5.-.No3. -p.80-90

194. Gottfried B.S. A mathematical model of thermal recovery in linear systems // SPEJ.-1965.-Sept.-p. 196-210.

195. Gomaa E.E. Correlations for predicting oil recovery of steam flood // J.Pet.Tech,-1980.-v.32.-No2.-p.325-332.

196. Harding T.G., Faroug Ali .S.M. , Floch D.L. Steamflood performance in the pre sense of carbon dioxide and nitrogen // J. Pet.Can.Tech.-Sep.-Okt.-I983.-p.30-37.

197. Hwang M.K., Jines W.R., Oden A.S. A site combustion process simulation with a moiving-front represantation// SPEJ.-I982.-v .22 .-2 .-p .271-278.

198. Kobayashi R., Katz D. Vapor-liquid equilibria for binary hydrocarbon water system. // Tnd. and Sng.Chem.-I953.- v.5.-No2.-p.440.

199. Leung L.C. Numerical evolution of the effect of simultaneous steam and carbon dioxide injection on the recovery of heavy Oil. // J. Pet .Tech.-I983.-v. 35. -NolO. -p. 1591-15 99.

200. Lauwerier H. A. The transport of heat in an oil layer Caused by the injection of hot fluid. /Appl.Scient.Res.S.A.-I955.-v.5.-Nol, p.2-3.

201. Lohrenz J., Brau E.J., Clark C.R. Calculation viscosities of reservoir fluid from their comparison. //Trunc. of the soc. of Petrol, eng. of .-1964.-v.231.-p.1321-1343.

202. Lo K.Y., Mungen T. Effect of temperature on water oil relative permeability in oil-wet and petrol. // Eng. SPE paper № 4505 (oct.1973).

203. Handl G., Volek C.W. Heat and mass transport in steam-drive processes. // SPEJ.-1969.-v.9.-No 1.- p.59-79.

204. Myhil N.A., Stegemeir G.L. Steam-drive correlation and prediction. // JPT.-I978,-v.30.-No2.- p.173-182.

205. Marx J., Langenheim D.H. Reservoir heating by hot fluid injection. //Trans E.-No59.v.26.-p.312-315.

206. Meldau P.P., Shipley R.G., Coats K.H. Cyclic bas/steam stimulation of heavy-oil wells. // J.Pet.Tech.-1981 .-v.33.No 10.- p.1990-1998.

207. Menzie D.E., Tielson R.R. A study of the vaporization of grade oil by co repressuring. //Trans AIME. -1963. -v.228.-p .1247.

208. Miller C.D. //SPEJ.-1975.-v.21.-p.474-479.

209. Poetmann F. Vaporization characteristics of CO in a natural gas-grude oil systems. // Trans AIME.-I951 .-v. 192.-p.141.

210. Poston S.M.The effect of temperature on irreducible water saturation and relative permeability of unconsolidated sands. //Trans AIME.-1970.-v.249.-p.171-180.

211. Shutler N.D., Boberg T.C. A one-dimensional analytical technique for predicting oil recovery by steam flooding. //SPEJ.-1972. -v. 12. -No 6. -p. 489-498.

212. Slobod R. Gas infection improves steam-drive oil recovery. //Oil and Gas J.169.-No24.-p .138-140. »

213. Shutler N.D. Numerical three phase simulation of the linear steamflood process. //SPEJ.-I969.-v.9.-No3.-p.232-246.

214. Stone H.L. Estiratio of three phase relative permeability and residial oil date. //J.Can.Pet.Tech.-1973 .-v.12.-No4 -p.53-61.

215. Yong F.S. ,Krajicek R.V. The vapor therm process for recovery of viscous grude oil. / Proceedings of int. conf. on the future of heavy grude and tar sands, report. No72 .-1979.

216. Yortsos Y.C.,Gavalas G.R. Analytical modeling of oil recovery by steam injection: Bert I-Upper bounds. Pert 2. sym-ptotic and approximate //SPEJ.-1931.-v.2I.-No 2.- p. 162-178,179-190.

217. Yortsos Y.C. Distribution of fluid phases within, the steam zone in steam injection processes. // SPEJ. -1964.-v.24. -p.458-466.

218. Ramey H.J. The effect of temperature on relative Deriepbility of consolidete //Meeting, Lan. Antonio.-1972.-p.4142.

219. Veinstein H.G. Jheeler J.A. Numerical model thermal -processes. //SPEJ.-1977.-v.17.-Nol- p.65-78.

220. Willman B.T., Vallerey V.V. Laboratory study of oil recovery by steam injection. // J.Pe.t.Tech.-1962.-v. 13.- p.681-690.

221. Wu С.H., Elder R.B. Corrélation of grude oil steam distillation guilds with basic grude oil properties// SPEJ.-1983.-v.33 p. 937-945.

222. A.C. 1776780. Способ исследования продуктивных пластов. // Р.А.Валиуллин, А.Ш.Рамазанов, Р.Ф.Шарафутдинов и др. Опубл.23.11.92. Бюл.№43.

223. А.С. 1788225. Способ выделения нефтеносных и обводненных пластов в действующей скважине. // Р.А. Валиуллин, А.Ш.Рамазанов,

224. Р.Ф.Шарафутдинов. и др. Опубл. 15.01.93. Бюл.№2. »

225. А.С. 1258116. Способ теплового воздействия на пласт. // Г.А.Халиков, Р.Ф.Шарафутдинов и др. -Опубл. 15 мая 1986г.

226. А.С. 1469112. Способ исследования тепловых процессов в модели пласта // А.В.Овсюков, Р.Ф.Шарафутдинов и др. Опубл. 1 декабря 1988 г.

227. А.С. 1476119. Способ определения интервалов заколонного движения жидкости в скважине // В.Ф.Назаров, Р.Ф.Шарафутдинов и др.- Опубл. 3 января 1989 г.

228. А.С. 987082. Способ выявления работающих интервалов пласта // А.И.Филиппов, Р.Ф.Шарафутдинов Опубл. 7 сентября 1982 г.

229. А.С. 1714098. Теплоноситель для интенсификации процесса нефтеизвлечения из пласта и способ его использования // В.В.Баширов, Р.Ф.Шарафутдинов, А.В.Овсюков и др. — Опубл.23 февраля 1992 г.