Разработка методики определения интервалов притока пластовых флюидов на основе термогидродинамических исследований скважин автономными приборами тема автореферата и диссертации по физике, 01.04.14 ВАК РФ

На правах рукописи

МЕШКОВ ВАСИЛИЙ МИХАЙЛОВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИНТЕРВАЛОВ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ НА ОСНОВЕ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН АВТОНОМНЫМИ ПРИБОРАМИ

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

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа, 2004

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

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор Валиуллин Р.А.

Научный консультант:

доктор физико-математических наук Шарафутдинов Р.Ф

Официальные оппоненты:

доктор физико-математических наук Фатыхов М.А.

кандидат технических наук Шишлова Л.М.

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

Защита состоится «11» марта 2004 года в 15 часов 00 мин на заседании диссертационного совета Д212.013.04 при Башкирском государственном университете по адресу: 450074, г.Уфа, ул.Фрунзе 32, физический факультет., ауд. 216

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Башкирского государственного университета.

Автореферат разослан «_»_2004 г.

Ученый секретарь диссертационного совета д. ф. -м.

Шарафутдинов Р. Ф

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность. Для поддержания текущих темпов добычи нефти на месторождениях Западной Сибири, большинство которых находится на заключительной стадии разработки, широко применяются вторичные методы повышения нефтеотдачи пластов, в частности, использование боковых горизонтальных стволов в качестве уплотняющего фонда в не дренируемые участки пласта. Вводимые в последние годы в разработку эксплуатационные объекты имеют трудноизвлекаемые запасы и низкие фильтрационные характеристики. На подобных месторождениях реализуется система разработки с использованием горизонтальных скважин.

Одной из важных задач является определение интервалов работы горизонтального участка скважины. Традиционные подходы здесь мало эффективны, поэтому эта задача является актуальной в проблеме контроля эксплуатации горизонтальных скважин.

При малых притоках в вертикальных скважинах широкое применение на практике находят термогидродинамические методы исследования. Но для решения задач в горизонтальных скважинах прямой перенос этого метода исследований невозможен.

В связи с этим актуальным является задача по разработке методики термогидродинамических исследований на основе использования новых диагностических признаков, характеризующих термодинамические эффекты, проявляющиеся в скважине в моменты пуска, остановки и работы горизонтальной скважины (дроссельный эффект, эффект адиабатического расширения и сжатия, калориметрический эффект). Перспективность этого направления связана с использованием в настоящее время в нефтепромысловой практике глубинных автономных электронных комплексных приборов с высокой разрешающей способностью по давлению и температуре и возможностью проведения длительных (свыше 300 суток) исследований.

Целью диссертационной работы является разработка и внедрение методики термогидродинамических исследований автономными приборами для определения интервалов притока пластовых флюидов в нефтяных горизонтальных скважинах с использованием новых диагностических признаков на основе термодинамических эффектов.

Основные задачи исследования: I. Исследование термодинамических эффектов для пластовых жидкостей в лабораторных условиях. Анализ влияния термодинамических эффектов на изменение температуры в системе «пласт - горизонтальная скважина» на основе математического моделирования этих процессов для различных условий работы скважины.

РОС* НАЦИОНАЛЬНАЯ I

БИБЛИОТЕКА !

оэ гоо

2. Анализ автономных средств измерения, применяемых при проведении глубинных термогидродинамических исследований скважин.

3. Разработка способа доставки автономных глубинных приборов в горизонтальный участок скважины.

4. Разработка методики термогидродинамических исследований горизонтальных скважин по определению работающих интервалов.

5. Проведение промысловых опытно-промышленных работ по определению интервалов притока на горизонтальном участке ствола скважины.

Методы * исследования. Теоретические, лабораторные, экспериментальные и промысловые исследования, численное моделирование и расчеты на ЭВМ, анализ публикаций отечественных и зарубежных ученых, обобщение и анализ результатов опытно- методических работ на скважинах, лабораторных экспериментов и промысловых данных. Научная новизна заключается в следующем:

1. Теоретически и экспериментально установлено, что сравнительный анализ величины адиабатического и дроссельного эффектов при нестационарных режимах работы системы «горизонтальная скважина -пласт» позволяет выделить интервалы притока пластовых флюидов Изменение температуры в неработающем интервале скважины характеризуется проявлением адиабатического эффекта.

2. Впервые при термогидродинамических исследованиях горизонтальных скважин использованы одновременные замеры давления и температуры в нескольких (до девяти) фиксированных точках расположенных в различных участках ствола, позволяющие исключить влияние нестационарности теплового поля в исследуемом интервале.

3. Разработана методика термогидродинамических исследований с использованием «гирлянды» автономных приборов при периодическом изменении давления в скважине для определения интервалов притока пластовых флюидов (Свидетельство на полезную модель №26326. Бюллетень №33 от 27.11.2002).

На защиту выносятся следующие основные положения и результаты: 1. Устройство для термогидродинамических исследований горизонтальных скважин, позволяющее осуществлять замер давления и температуры одновременно в нескольких точках горизонтального участка. 2.. Методика термогидродинамических исследований скважин, основанная на использовании «гирлянды» автономных приборов и периодического изменения давления в скважине, позволяет на основе анализа термодинамических эффектов в различных точках горизонтального участка однозначно определять работающие интервалы.

Практическая ценность и внедрение результатов работы. Полученные результаты могут быть использованы при определении интервалов притока жидкости в горизонтальных скважинах и в наклонно -направленных скважинах, вскрывших многопластовые объекты. Это позволит в дальнейшем оценивать продуктивные и фильтрационные параметры пластов и скважин, а также оценивать эффективность геолого-технических мероприятий.

На основе результатов работы разработан и внедрен в производство РД 5753490-038-2003 «Методическое руководство по определению работающих интервалов горизонтальных скважин с использованием «гирлянды» автономных приборов и эжекторного пластоиспытателя».

Годовой экономический эффект от внедрения РД 5753490-038-2003 по ОАО «Сургутнефтегаз» составил 8717 тыс. руб.

Данная работа проводилась в соответствии с заданиями ОАО «Сургутнефтегаз» по темам: № 502 «Гидродинамические исследования 20-ти разведочных скважин и отбор 60-ти глубинных проб нефти на месторождениях, подготавливаемых к подсчету запасов и обоснованию кондиций» № гос. регистрации 50-03-05/24; №608 «Гидродинамические исследования разведочных скважин ОАО «Сургутнефтегаз» и отбор глубинных проб нефти на месторождениях, подготавливаемых к подсчету запасов и обоснованию кондиций» № гос. регистрации 50-01-163/82; №609 «Гидродинамические исследования горизонтальных скважин ОАО «Сургутнефтегаз»; №504-2 «Гидродинамические исследования горизонтальных скважин ОАО «Сургутнефтегаз» и скважин, вскрытых на биополимерных растворах».

Апробация работы. Основные положения проведенных исследований и результаты работы докладывались на следующих конференциях:

- научно-техническая конференция «Научные проблемы ЗападноСибирского нефтегазового комплекса». Тюмень: ТюмНИ, 1999.

- 21 научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» (Сургут, 2001).

- 2 научно-практическая конференция «Опыт и использование результатов гидродинамических исследований скважин» «Клуба исследователей скважин» Академии народного хозяйства при Правительстве РФ (Москва, 2001);

- 2 конференция молодых специалистов нефтяной и геологоразведочной отраслей Ханты-Мансийского автономного округа (Нижневартовск, 2001);

- 6-я международная конф. по горизонтальному бурению, (Ижевск, 2001);

- научно-техническая конференция, посвященная 90-летию со дня рождения В.И.Муравленко «Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки» (Тюмень, ТюмГНГУ, 2002);

- научно-техническая конференция «Геолого-технологические исследования — информационное ядро новых интегрированных технологий исследования нефтегазовых скважин» (Тверь, 2002);

- 4-я международная научно-практическая конференция «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (Краснодар, 2003);

- международная научно-техническая конференция, посвященная 40-летию Тюменского государственного университета (Индустриального института) «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 12-13 ноября 2003);

- форум исследователей скважин «Современные гидродинамические исследования скважин» (Москва, АНХ при Правительстве РФ, 16-18 декабря 2003).

Публикации. По результатам научных исследований опубликовано 17 печатных работ, из которых 10 статей, 1 свидетельство на полезную модель, 1 руководящий документ.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, трех разделов, заключения и списка литературы. Объем диссертации составляет 144 страницы, в том числе 60 рисунков и список литературы, состоящий из 103 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении к диссертации обосновывается актуальность решаемой задачи, формулируются цель и задачи исследований, их научная новизна и практическая значимость.

В первом разделе определены требования, предъявляемые к средствам измерения и технологии доставки приборов в горизонтальный участок скважины при проведении термогидродинамических исследований скважин: для исключения нестационарности теплового поля в исследуемом интервале, давление и температуру необходимо регистрировать одновременно в нескольких фиксированных точках горизонтального участка скважины; приборы для регистрации давления и температуры обязаны иметь высокий порог чувствительности и низкую инерционность; для проявления адиабатического эффекта в скважине необходимым условием является «мгновенный» характер изменения давления. Исходя из поставленных требований, проведен обзор и анализ способов доставки приборов в горизонтальную часть ствола скважины и средств измерения, применяемых при термогидродинамических исследованиях скважин. Анализ существующих технологий доставки приборов в горизонтальный участок ствола скважины показал несоответствие предъявляемым требованиям надежности и стабильности расположения приборов в стволе, и необходимость разработки

новой технологии. Обзор глубинных средств измерения, некоторые из которых представлены в таблице 1, показал соответствие ряда электронных комплексных приборов требованиям, предъявляемым к термогидродинамическим исследованиям.

На основе анализа обосновано направление повышения информативности исследований скважин автономными приборами, использованием при интерпретации результатов' термогидродинамических исследований термодинамических диагностических признаков.

Таблица 1

Характеристики глубинных средств измерения •

Показатели

Название прибора Верхний предел измерения, ат Максимальная температура, °С Приведенная погрешность по давл./темп, % 1 Порог чувствительности, ат/С Инерционность датчиков, с Длительность непрерывной работы, сут

АМТ-07 160,250, 400,600, 1000 +90 0,25/0,25 0,02/0,01 <1,5 до 47

ИМСП-11 400 +120 0,1/1,0 0,008/0,01 <1,5 до 30

МИКОН-107 250,400, 600 +100 0,2/0,4 0,04/0,003 <1,5 до 47

КСА-А2-36 400 +120 0,1/0,33 0,01/0,05 <1,5 до 90

"КлШег" К8 1370 +175 0,002/1 0,03/0,04 - до 120

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

Значения адиабатического и дроссельного коэффициентов для некоторых жидкостей приведены в таблице 2. Из таблицы 2 видно, что значения адиабатического коэффициента меньше дроссельного коэффициента, и соответственно вклад адиабатического эффекта в формирование температурного поля в пласте и в скважине меньше дроссельного эффекта. Однако возникают ситуации, когда адиабатический коэффициент одной жидкости соизмерим по значению с дроссельным коэффициентом другой, что особенно важно при их вероятном совместном притоке в скважину. Поэтому определение адиабатического и дроссельного коэффициентов пластовых жидкостей для исследуемых эксплуатационных объектов является важной и актуальной задачей.

Таблица 2

Значение адиабатического и дроссельного коэффициентов для жидкостей

Дроссельный Адиабатический

Жидкость коэффициент коэффициент

е, К/МПа Т13, К/МПа

Пресная вода 0,216 0,016

МишрализованнаяводаСр^и^г/см1) 0Д25 0,030

Трансформаторное масло 0,410 0,098

Нефть Арлажкая (Башкирия) 0,415 « 0,134

Нефп> Федоровская (Западная Сибирь), 0,337 0,137

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

исследований скважины, проводимых с целью определения работающих интервалов скважины.

В втором разделе представлены результаты теоретических и экспериментальных исследований термогидродинамических полей в системе «горизонтальная скважина - пласт». Разработана математическая модель теплового поля при нестационарных режимах работы скважины и вспомогательная компьютерная программа, позволяющая моделировать термогидродинамические процессы в стволе скважины для обоснования методики решения задачи и последующей интерпретации результатов измерений.

Тепловое поле в пласте для небольших времен эксплуатации горизонтальных скважин описывается известной системой уравнений (1)-(4): Уравнение для расчета давления:

д IJLf

dt г дг \ ¡i дг )

(1)

Уравнение притока тепла в пласте с учетом конвективного переноса, Джо-упя-Томсона и адиабатического эффектов:

Скорость фильтрации флюидов в пласте описана законом Дарси:

__ к др

V'(3) Начальные и граничные условия для пласта:

pL

_ у"

п

»=0

_ J,0

1*=Я

Температурное поле в стволе горизонтальной скважины описывается одномерным нестационарным уравнением:

Здесь введены следующие обозначения: <2* ~ удельный дебит притекающего в скважину флюида, 1/с; @ - упругоемкость пласта, 1/Па; р^п, -объемная теплоемкость пласта, Дж/(м3К); к - абсолютная проницаемость,

Д; с; Ц - вязкость флюида в пласте, Па*с; Рм -начальное пластовое давление, Па; Г«" -начальная пластовая температура, К; Т^, - температура в пласте, К; Т - температура в скважине а - коэффициент теплообмена между скважиной и горной породой, Дж/(м3*К*с); рф, - плотность флюида, кг/м3; Сфя - удельная теплоемкость флюида, Дж/(кг*К); Тгеот - геотермическое распределение температуры вдоль ствола горизонтальной скважины, К; V -скорость движения флюида в стволе скважины, мРск,- давление в скважине, Па; г — радиальная координата, м; t — время.

Данные уравнения «дополняются начальными и краевыми условиями для скважины:

Т(х,0)=Т(х); Т(0,Г)=Т(0);у (0,г)=0 (6)

Для решения полученной системы уравнений использованы численные методы.

На основании результатов моделирования (рис.1) термогидродинамических процессов в стволе скважины выделены термодинамические эффекты, оказывающие влияние на формирование температурного поля в скважине, и определены термодинамические признаки, диагностирующие наличие или отсутствие притока жидкости из пласта в скважину.

Время, час

I - Замер. Отсутствие притока, 2 - Модепь Отсутствие притока; 3 - Замер Наличие притока., 4 - Модель Наличие притока

Рис. 1 — Сравнение результатов скаженных измерений и моделирования температуры в скважине при наличии и отсутствии притока

Приведены результаты расчета формирования температурного поля при различных режимах работы скважины, и проведено сопоставление расчетных данных с материалами исследования действующих горизонтальных скважин.

Проведен анализ результатов моделирования влияния характера изменения давления в скважине на тепловое поле адиабатического эффекта. Определены требования к режимам изменения забойного давления для реализации методики определения работающих интервалов в стволе горизонтальной скважины на основе использования термодинамических эффектов. На основе данного анализа, и учитывая результаты опытных работ на скважине, сделан вывод: для достижения поставленной цели наиболее предпочтительным является использование струйных насосов.

Представлены результаты лабораторных определений коэффициентов адиабатического расширения для пластовых жидкостей ряда месторождений Среднего Приобья. Для этого разработана экспериментальная установка, представленная на рис.2. Определение адиабатического коэффициента для жидкостей основано на «мгновенном» снижении давления с регистрацией изменения температуры при условии отсутствия теплообмена между исследуемой жидкостью и окружающей средой.

Рис. 2 - Схема лабораторной исследовательской установки.

Давление в системе создается прессом 10, при открытых вентилях 4, 5, 9, и закрытом вентиле 8. Давление по капилляру 3 передается в контейнер 1, заполненный исследуемой жидкостью, и с комплексным прибором, регистрирующим давления и температуру с шагом по времени 1 секунда. В ходе эксперимента давление контролируется по образцовому манометру 6. После создания планируемого давления перекрывается вентиль 9. Открытием вентиля 8, давление в контейнере «мгновенно» снижается.

По каждому образцу исследуемой жидкости приведены замеры на нескольких циклах при различных значениях давления. Некоторые экспериментальные значения коэффициента адиабатического расширения сведены в таблицу 3.

Таблица 3

Экспериментальные значения адиабатического коэффициента для жидкостей

Месторожд ение Пласт Флюид Интервал отбора пробы Средний коэффициент адиабатического расширения, К/МПа 1 Относительная погрешность, %

1 Верхне-Ляминский АСод Нефть 2715,0 2726,0 0,044 1,4%

2 Верхне-Ляминский ЮСо Нефть 2732,0 -2757,0 1 0,052 1,5%

3 Южно- Сурыоган- ская АС„ Нефть 2683,0 2690,0 0,048 1,3%

4 Западно-Камынское АС ! 0(2) Пластовая вода 2532,0 -2537,5 0,013 3,1%

5 Западно-Сургутское БС, Пластовая вода 2088,0 -2090,0 0,016 3.7%

6 Западно-Сургутское БСю Пластовая вода 2746,0 -2748,0 0,013 . 3,1%

7 - - Пресная вода - 0,013 3,1%

Анализируя результаты проведенных исследований можно сделать ряд выводов. Величина адиабатического коэффициента для исследованных нефтей находится в диапазоне от 0,0439 до 0,0521 К/МПа. Для эксплуатационных объектов, с приближенными свойствами, Верхне-Ляминского (пласт АС12) и Южно-Сурьюганского (пласт АС11 месторождений адиабатический коэффициент изменяется в диапазоне от 0,0439 до 0,0484 К/МПа. При этом нефти различных эксплуатационных объектов Верхне-Ляминского (пласт АС12 и и ЮС0) месторождения отличаются на 17% и имеют значения адиабатического коэффициента, соответственно, 0,0442 и 0,0517 К/МПа. Значение коэффициента адиабатического расширения для нефтей в 3-4 раза превышает значения для пластовой воды.

При подобном отличии в значениях адиабатического коэффициента для нефтей различных эксплуатационных объектов возникает необходимость их определения, с целью повышения достоверности интерпретации работающих интервалов, по объектам.

В третьем разделе представлена методика термогидродинамических исследований скважин с использованием «гирлянды» автономных приборов, а также алгоритмы планирования, подготовки, обработки и интерпретации результатов исследования горизонтальных скважин и скважин, вскрывших многопластовые объекты. Общая схема реализации данной методики представлена на рис.3.

Методика термогидродинамических исследований основывается на детальном изучении геологического строения эксплуатационного объекта в зоне проводки скважины, его фильтрационных параметров по соседним скважинам, особегаюстей проводки горизонтального участка и конструкции скважины. На основе анализа приведенных выше факторов планируется количество и места установки автономных комплексных приборов. При этом один из приборов обязательно располагается в зумпфе скважины. Этот прибор является тестовым, для сравнения с результатами замера температуры по приборам расположенным ближе к устью.

Исходя из количества и мест расположения приборов, определяется конструкция исследовательского хвостовика и проводится расчет его прочностных характеристик.

На основе фильтрационных параметров эксплуатационного объекта и конструкции скважины выбирается способ вызова притока, а также рассчитывается максимальная депрессия на пласт, количество изменений режимов работы, время воздействия на каждом режиме, и время восстановления забойного давления после отработки на режиме.

Рис.3 Методика по определению работающих интервалов в горизонтальной скважине.

Исходя из длительности отработки на режимах, с учетом временных затрат на спускоподъемные операции, устанавливают оптимальную дискретность регистрации автономными приборами измеряемых параметров, и их синхронизацию по времени.

В процессе отработок обеспечивается поддержание планируемой депрессии (при периодическом её изменении) для обеспечения притока флюида из пласта.

На стадии обработки результатов исследования, после считывания информации из электронной памяти комплексных автономных приборов, строятся сводные по всем приборам баро- и термограммы.

На барограмме выделяются характерные точки смены режимов работы скважин, определяются перепады давления и температуры в данных точках и рассчитываются адиабатические коэффициенты на участках проявления процессов адиабатического сжатия и расширения, и сопоставляются с коэффициентами, полученными в лабораторных условиях. Во временных интервалах отработки на режимах, на основании качественной оценки проявления дроссельного эффекта (визуальное сравнение термограмм приборов с тестовым прибором, расположенным в зумпфе, где приток заведомо отсутствует) делается вывод о работающих интервалах горизонтального участка. По результатам замера давления, с учетом длины работающих интервалов можно рассчитывать фильтрационные и продуктивные параметры пласта.

Разработанная методика опробована на десяти горизонтальных скважинах.

Исследования скважины №102гр Тончинского месторождения проведены с использованием «гирлянды» из шести автономных приборов, при этом вызов притока осуществлялся струйным аппаратом с пакерованием на забое. Скважина отработана на четырех кратковременных (3 часа) режимах. После каждого режима скважина останавливалась для восстановления давления (после первых трех режимов на 3 часа, после четвертого на 13 часов). Профиль горизонтального участка с расположенными в нем приборами представлен на рис.4.

Необходимо отметить, что приборы с 1 по 4 расположены в заведомо неработающем (отсутствует коллектор) интервале горизонтального участка ствола. На графике давления (рис.5) видно, что забойное давление характерным образом изменяется на всех режимах работы скважины и практически совпадает по абсолютным значениям по всем шести приборам. Различие в значениях давления связано с абсолютными отметками расположения приборов в стволе скважины, т.е. с гидростатической составляющей.

Рис. 4 - Профиль ствола скважины №102Гр Тончинского месторождения в

плоскости Ш.

0 ---------------т— ...... 10 ла зо Время, час ........................—

чм> 1 при&ор —~4гд»ибор —~2прйб0р -3 прибор - •• •■ 8 г^кбир •

Рис. 5 - Изменение давления в различных точках горизонтального участка скважины №102 Тончинского месторождения

Рис. 6 - Изменение температуры в точках расположения приборов 1 - 4 в горизонтальном участке скважины №102 Тончинского месторождения

Рис. 7 - Изменение температуры в точках расположения приборов 5 - 6 в горизонтальном участке скважины №102 Тончинского месторождения

На термограммах по всем приборам (рис.6 и 7) имеются характерные участки снижения температуры в начальный момент отработки, вызванные адиабатическим эффектом расширения, и участки роста температуры после мгновенного прекращения отработки (адиабатическое сжатие).

В процессе отработки на режимах и при восстановлении давления темп изменения температуры в точках установки приборов 1-4 один и тот же (рис.6): происходит прогрев прискваженной зоны пласта, охлажденной при промывке скважины. Движения жидкости в этом интервале не наблюдается.

При этом по результатам замера температуры приборами 5 и 6 (рис.7) видно, что при отработке на режиме происходит интенсивный рост температуры вследствии проявления дроссельного эффекта, характеризующего движение пластового флюида в пористой среде в зоне установки приборов. После прекращения отработки на режимах температура стремится к пластовому значению в удаленной зоне пласта.

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

Проводя термогидродинамические исследования до и после различных геолого-технических мероприятий (ГТМ), связанных с изменением свойств и состояния призабойной зоны пласта, можно оценить эффективность проводимого ГТМ.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

На основании проведенных исследований получены следующие результаты и выводы:

1. На основе математического моделирования теплового поля проведена оценка влияния термодинамических эффектов на изменение температуры в стволе скважины, и определены диагностические признаки работающих интервалов.

2. Основным диагностическим признаком является изменение температуры в скважине обусловленное адиабатическим эффектом в стволе. Преобладание адиабатического эффекта над дроссельным показывает на отсутствие работающего интервала.

3. Достоверность определения работающих интервалов скважины обеспечивается лабораторным исследованием адиабатического коэффициента для пластовых жидкостей конкретных эксплуатационных объектов. Экспериментально определены коэффициенты адиабатического расширения: для нефтей месторождений - Верхне-Ляминское (АС12(2)) - 0,044

К/МПа, (ЮС0) - 0,052 К/МПа, Южно-Сурыоганское (АСП) - 0,048 К/МПа; для пластовой воды - Западно-Камынское (АС10(2)) - 0,013 К/МПа, Западно-Сургутское (БС1) - 0,016 К/МПа, (БС10) - 0,013 К/МПа.

4. Предложено устройство, обеспечивающее одновременное измерение давления и температуры в различных фиксированных точках ствола скважины при периодическом изменении давления.

5. Для периодического изменения давления в скважине при определении работающих интервалов на основе анализа термодинамических эффектов предложено использование струйного насоса.

6. Разработана, опробована и предложена к промышленному внедрению методика термогидродинамических исследований горизонтальных скважин и скважин, вскрывших многопластовые объекты, с использованием «гирлянды» автономных приборов, позволяющая определять интервалы притока на основе диагностических признаков, характеризующих термодинамические эффекты в стволе скважины (адиабатический и дроссельный эффекты).

ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Федоров В.Н., Мешков В.М., Нестеренко М.Г. Современные средства измерения для гидродинамических исследований скважин // Научно-технический вестник «Каротажник». - Тверь, 2000. - №83. - С. 73 - 82.

2. Федоров В.Н., Шешуков А.И., Мешков В.М. Влияние ствола скважины на достоверность гидродинамических исследований // Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство». - М.: 2001.-№5.-С. 64-67.

3. Федоров В.Н., Шешуков А.И., Мешков В.М. Гидродинамические свойства Баженовской свиты // Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство». - М.: 2001. - №9. - С. 86 - 92.

4. Мешков В.М., Нестеренко М.Г., Ледяев ЕА Анализ технологий исследования скважин с горизонтальными стволами // Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство». - М.: 2001. - №9. -С. 93 - 94.

5. Федоров В.Н., Мешков В.М. Современные гидродинамические методы-исследования скважин // Научно-технический и производственный журнал «Интервал». - М.: 2002. -№1. - С. 55 - 60. ,

6. Федоров В.Н., Шешуков А.И., Мешков В.М. Гидродинамические исследования горизонтальных скважин // Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство». - М.: 2002. - №8. - С. 92 -94.

7. Федоров В.Н., Мешков В.М. Термодинамические признаки работающей длины ствола горизонтальной скважины // Материалы научно-технической конференции, посвященной 90-летию со дня рождения В.И.Муравленко «Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки». - Тюмень, 2002. - С. 77.

8. Федоров В.Н., Мешков В.М. Определение коэффициента продуктивности по КВУ // Сборник трудов СургутНИПИнефтъ «Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского района». - Вып.З. - Екатеринбург: «Путиведь», 2001. - С. 226 -

237.

9. Федоров В.Н., Мешков В.М., Нестеренко М.1., Ледяев Е.А. Анализ технологий исследования скважин с горизонтальными стволами //

• Сборник трудов СургутНИПИнефть «Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского района». - Вып.3. - Екатеринбург: «Путиведь», 2001. - С. 238 - 253.

10. Федоров В.Н., Мешков В.М. Оценка работающей длины горизонтального участка скважины гидродинамическими методами // Сборник докладов VI Международной конференции по горизонтальному бурению. - М.: ГУЛ «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2002.-С. 147-152.

11. Федоров В.Н., Мешков В.М., Нестеренко М.Г. Свидетельство на по' лезную модель №26326 «Устройство для исследования горизонтальных

скважин». Бюллетень. №33 от 27.11.2002.

12. Федоров В.Н., Мешков В.М., Андриянов А.П. Моделирование влияния термобарических условий на скорость распространения импульса давления в газовой среде // Научно-технический и производственный журнал «Интервал». - М.: 2003. - №3. - С. 62 - 64.

13. Мешков В.М., Андриянов А!Ь Инструментальный замер скорости распространения импульса давления в газовой среде межтрубного пространства при промысловых исследованиях насосных скважин методом КВУ // Сборник трудов СургутНИПИнефть «Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского района». - Вып.4. - Екатеринбург: «Путиведь», 2002. - С. 208 -215.

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

15. Федоров В.Н., Клюкин С.С, Мешков В.М. Гидродинамические исследования скважин на стадии освоения // Тезисы 4-й международной научно-практической конференции «Освоение ресурсов трудноизвлекае-мых и высоковязких нефтей». - Краснодар, 2003. - С. 73.

16. Мешков В.М. Использование канала температуры комплексного прибора при обработке и интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин // Тезисы 4-й международной научно-практической конференции «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей». - Краснодар, 2003. - С.76 - 77.

17. Федоров В.Н., Клюкин С.С, Мешков В.М. Оценка эффективности ГТМ на основе гидродинамических исследований // Материалы международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию Тюменского государственного университета (Индустриального института) «Нефть и газ Западной Сибири». - Тюмень: ТГНГУ, 2003. - С. 83 -86.

Мешков Василий Михайлович

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИНТЕРВАЛОВ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ НА ОСНОВЕ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН АВТОНОМНЫМИ ПРИБОРАМИ

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Лицензия на издательскую деятельность ЛР № 021319 от 05.01.99 г.

Подписано в печать 05.02.2004 г. Бумага офсетная. Формат 60x84/16. Гарнитура Times. Отпечатано на ризографе. Усл. печ. л. 1,381. Уч.- издл. 1,64. Тираж 100 экз. Заказ 73.

Редакционно-издательский отдел Башкирского государственного университета 450074, РБ, гУфа, ул.Фрунзе, 32.

Отпечатано на множительном участке Башкирского государственного университета 450074, РБ, г.Уфа,ул.Фрунзе, 32.

1 - 268 1

ВВЕДЕНИЕ.

Ль 1 ТЕРМОГИДРОДИНЛМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЛАСТОВ

И СКВАЖИН.

1.1 Термометрия скважин.

1.2 Анализ современных средств измерения при термогидродинамических исследованиях скважин.

1.3 Анализ технологий исследования скважин с горизонтальными стволами.

1.4 Исследование термодинамических эффектов в скважинах.

1.5 Особенности проявления термодинамических эффектов при исследовании скважин на стационарных и нестационарных режимах притока пластовых флюидов.

Выводы но главе

2 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ

ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПОЛЕЙ В СИСТЕМЕ ПЛАСТ-СКВАЖИНА.

2.1 Моделирование температурного поля в скважине при нестационарном притоке жидкости из пласта.

2.2 Моделирование термодинамических процессов в стволе скважины для различных способов и схем термогидродинамических исследований скважин.

2.3 Результаты лабораторных исследований коэффициента адиабатического расширения.

Выводы по главе 2.

3 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ И1ITEPBАЛОВ ПРИТОКА НА ОСНОВЕ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ

ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИ11.

3.1 Основные положения методики термогидродинамических исследований скважин.

3.2 Определение работающих интервалов в горизонтальной скважине

3.3 Определение притока пластовых флюидов при испытании разведочных скважин.

3.4 Исследование многопластовых эксплуатационных объектов.

Выводы по главе 3.

Большинство нефтяных и нефтегазовых месторождений Западной Сибири находятся в стадии доразработки, характеризующейся широким применением вторичных методов повышения нефтеотдачи пластов с целыо поддержания текущих темпов добычи нефти. К наиболее широко применяемым методам повышения нефтеотдачи относится бурение скважин с боковыми горизонтальными стволами в качестве уплотняющего фонда в недренируемые участки пласта. На ряде вновь вводимых месторождений, имеющих трудноизвлекаемые запасы и низкие фильтрационные характеристики, реализуются системы разработки с использованием горизонтальных скважин, являющиеся наиболее рентабельными в данных условиях.

На подобных эксплуатационных объектах особую важность приобретает комплекс мероприятий по контролю за разработкой месторождения, в соответствии с требованиями регламентов [46, 47, 48].

Приток пластовых флюидов к горизонтальному участку ствола скважины осуществляется по сложной траектории, которая зависит от геологических особенностей пласта в зоне проводки скважины, профиля скважины, расстояния до соседних добывающих и нагнетательных скважин и ряда технологических факторов. Необходимая и достаточная информация об этих зависимостях дает полное представление о процессе выработки запасов в зоне пласта, дренируемого горизонтальной скважиной и позволяет выбрать оптимальный способ, оборудование и режим эксплуатации, а также определение сроков и периодичности геолого-технических мероприятий.

Одной из важных задач, в рамках контроля за эксплуатацией горизонтальных скважин, является определение интервалов притока горизонтального участка.

Выделение работающих интервалов горизонтального участка традиционными геофизическими методами (дебитометрия и др.) невозможен, вследствии возникновения на некоторых участках горизонтального ствола скважины застойных зон или расслоенного многофазного потока, а также в связи с особенностями конструкции горизонтального участка (в открытый ствол горизонтального участка спущен не цементируемый хвостовик с фильтрами). Опыт применения традиционной термометрии показал малую эффективность этого метода, что объясняется рядом причин:

- отсутствует надежный и рентабельный способ доставки приборов в горизонтальный участок скважины;

- традиционная технология основывается на вызове притока компрессорным методом, который создает лишь кратковременный нестационарный режим работы скважины, на протяжении которого проводится ограниченное количество замеров, что связанно еще и со значительными линейными размерами горизонтального участка (до 550 м);

- подавляющее большинство горизонтальных скважин и скважин с боковыми горизонтальными стволами имеют конструкцию горизонтального участка, при которой в открытый ствол горизонтального участка спущен не цементируемый хвостовик с фильтрами.

Как показано выше, использование традиционных подходов малоэффективно, поэтому задача определения работающих интервалов горизонтального участка скважины является актуальной в рамках контроля эксплуатации горизонтальных скважин.

Получившие в последние годы широкое распространение термогидродинамические методы исследований вертикальных скважин невозможно напрямую перенести на горизонтальные скважины. В связи с этим, и с учетом проблем традиционной термометрии, необходимо разработать метод термогидродинамических исследований на основе использования новых диагностических признаков, характеризующих термодинамические эффекты, проявляющиеся на забое скважин в моменты пуска, остановки и работы скважины.

К термодинамическим эффектам проявляющимся на забое скважин относятся эффект Джоуля-Томсона, эффект адиабатического расширения и сжатия, а также калориметрический эффект.

Несмотря на то, что все эти эффекты хорошо изучены, до последнего времени при интерпретации промысловых термогидродинамических исследований их качественное и количественное влияние не учитывалось. Это связано с конструкцией глубинных приборов, их малой разрешающей способностью, непродолжительным временем исследования.

В последние годы, наблюдается интенсивное развитие микропроцессорной техники. В России разработаны и нашли практическое применение современные глубинные электронные комплексные приборы с высокой разрешающей способностью по давлению и температуре и возможностью проведения длительных (свыше 300 суток) исследований.

Актуальность научной задачи подтверждается тем, что ее решение осуществлялось в соответствии с решениями заседания центральной комиссии по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений (Протокол заседания ЦКР №2548 от 10.02.2000г.).

Целью диссертационной работы является повышение информативности исследования скважин автономными приборами, используя технологию интерпретации термогидродинамических исследований нефтяных скважин на основе дополнительных термодинамических диагностических признаков.

Для достижения этой цели потребовалось решить следующие задачи:

1. Провести анализ методов и способов обработки термогидродинамических исследований скважин с целью определения работающих интервалов.

2. Исследовать термодинамические эффекты для пластовых жидкостей в лабораторных условиях. Провести анализ термодинамических эффектов в пласте и скважине на основе математического моделирования при различных способах исследования.

3. Провести анализ известных автономных средств измерения, применяемых при проведении глубинных гидродинамических исследованиях скважин.

4. Разработать способ доставки автономных приборов в горизонтальный участок.

5. Провести промысловые эксперименты по определению работающих интервалов горизонтального участка скважины, а также качественной оценке притока пластовых флюидов при испытании разведочных скважин с использованием автономных приборов.

6. Разработать алгоритм интерпретации термогидродинамических исследований автономными приборами.

7. Внедрить в производство результаты данной работы, и разработанные на их основе технологии исследования и интерпретации термогидродинамических исследований скважин.

Диссертационная работа состоит из введения, трех разделов, заключения, списка литературы и приложений.

Выводы по главе 3:

1. Предложено устройство доставки глубинных автономных приборов в горизонтальный участок, позволяющее регистрировать давление и температуры в нескольких фиксированных точках скважины.

2. Использование при термогидродинамических исследованиях скважины «гирлянды» автономных приборов позволяет исключить влияние нестационарности теплового поля в горизонтальном стволе.

3. Разработана и внедрена в производство методика термогидродинамических исследований автономными приборами, позволяющая определять интервалы притока пластовых флюидов на основе новых диагностических признаков, характеризующих термодинамические эффекты в стволе скважины.

4. Для реализации данной методики с использованием новых диагностических признаков для создания периодического изменения давления в стволе скважины наиболее приемлемым является струйный насос.

5. Разработанная методика термогидродинамических исследований позволяет определять ряд параметров ранее не доступных для интерпретации, таких как работающая длина горизонтального участка скважины (или пласта в многопластовом объекте) на различных режимах эксплуатации скважины, а также, при проведении многоэтапных исследований, осуществлять многофакторный анализ эффективности геолого-техпических мероприятий (ГТМ).

6. При проведении ГТМ на многопластовых объектах возможно исключение из разработки определенных пластов в связи с возникновением существенных различий в фильтрационных параметрах пластов эксплуатационного объекта.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании проведенных исследований получены следующие результаты и выводы:

1. На основе математического моделирования теплового ноля проведена оценка влияния термодинамических эффектов на изменение температуры в стволе скважины, и определены диагностические признаки интервалов притока пластовых флюидов. Основным диагностическим признаком является изменение температуры в скважине обусловленное адиабатическим эффектом в стволе. Преобладание адиабатического эффекта над дроссельным показывает на отсутствие работающего интервала.

2. Используя результаты моделирования термогидродинамических процессов (на основе результатов замера давления) при анализе фактически замеренных термограмм возможно выделение термодинамических эффектов и количественная оценка их влияния на общую картину изменения температуры в стволе скважины.

3. Достоверность определения работающих интервалов обеспечивается лабораторным определением значений термодинамических коэффициентов для пластовых флюидов залежи и жидкостей, заполняющих ствол конкретной скважины. Это связано и с тем, что термодинамические коэффициенты нефти и воды по единому эксплуатационному объекту могут быть близки по значению.

4. Определены требования, предъявляемые к средствам измерения и технологии доставки приборов в горизонтальный участок скважины, для исключения нестационарности теплового поля в исследуемом интервале при проведении термогидродинамических исследований скважин: давление и температуру необходимо регистрировать одновременно в нескольких фиксированных точках горизонтального участка скважины; приборы для регистрации давления и температуры обязаны иметь высокий порог чувствительности и низкую инерционность; для проявления адиабатического эффекта в скважине необходимым условием является «мгновенный» характер изменения давления.

5. Автономные электронные глубинные и устьевые комплексные приборы, в сочетании с использованием высокотемпературных элементов питания, позволяют существенно расширить круг задач решаемых термогидродинамическими методами исследований и повысить их надежность

6. Использование при термогидродинамических исследованиях скважины «гирлянды» автономных приборов позволяет исключить влияние нестационарности теплового поля в горизонтальном стволе.

7. Разработана и внедрена в производство методика термогидродинамических исследований автономными приборами, позволяющая определять интервалы притока пластовых флюидов на основе новых диагностических признаков, характеризующих термодинамические эффекты в стволе скважины.

8. Для реализации данной методики с использованием новых диагностических признаков для создания периодического изменения давления в стволе скважины наиболее приемлемым является струйный насос

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

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

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

4. Басниев К.С., Алиев З.С., Черных В.В. Методы расчетов дебитов горизонтальных, наклонных и многоствольных газовых скважин. Обз. ин-форм. сер. Бурение газовых и газокоиденсатных скважин. М.: ИРЦ Газпром, 1999.

5. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных пластов и скважин. М.: Недра, 1984. 269 с.

6. Вахитов Г.Г.,Кузнецов O.J1., Симкин Э.М. Термодинамика призабой-ной зоны нефтяного пласта. М.: Недра, 1978.

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

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

9. Гидромеханика нефтяного пласта. В.Я.Булыгин, М.: Недра, 1974.

10. Ю.Григулецкий В.Г., Коротков С.В. Основные аспекты разработки трудноизвлекаемых запасов нефти комбинированными системами горизонтальных и вертикальных скважин. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. №10, 1997.

11. Григулецкий В.Г., Никитин Б.А. Стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной многозабойной скважине в анизатропном пласте. Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство», январь 1994.

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

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

14. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысло-вая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа: Уч. для вузов.- М.: Недра, 1985.- 422 с.

15. Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник. 3-е изд., перераб. И доп. - М.: Недра, 1990. - 303. с: ил.

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

17. Костюченко С.В., Ямпольский В.З. Мониторинг и моделирование нефтяных месторождений. Томск: Изд-во НТЛ, 2000. - 246 е.: ил.

18. Латыпов Р.Ш., Шарафиев Р.Г. Техническая термодинамика и энерготехнология химических производств: Учебник для вузов. М.: Энерго-атомиздат, 1998. 344 е.: ил.100 1

19. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. -М.: ООО «Недра-Бизнесценр», 2000. 516 е.: ил.

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

21. Мешков В.М., Нестеренко М.Г., Ледяев Е.А. Анализ технологий исследования скважин с горизонтальными стволами. Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство»,

22. Мшгябрвв>ОШ<\.,Лукьянов Э.Е., Рапин В.А. Геофизические исследования горизонтальных нефтегазовых скважин: учебное пособие. — С.-Перетбург: Международная академия наук экологии, безопасности человека и природы (МАНЭБ), 2001, 298 с.

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

24. Мухер А.А., Шакиров А.Ф. Геофизические и прямые методы исследования скважин: Учебник для профтехобразования.- М.: Недра, 1981.295 с.

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

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

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

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

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

30. Зб.Основы гидродинамики пластовых систем. В.М.Максимов. М.: Недра, 1994.

31. Отчет о научно — исследовательской работе «Комплексное лабораторное изучение пород коллекторов по разведочным и эксплуатационным скважинам ОАО «Сургутнефтегаз» том 1, Тюмень, 2000

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

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

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

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

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

37. Пьезометрия окрестности скважин. Теоретические основы. Ю.М. Мо-локович и др. Казань: Изд. «ДАС», 203 с.

38. Рапин В. Л., Чесноков В. Л., Евдокимов В. И., Лежанки» С. И. Новая технология проведения промыслово-геофизических исследований горизонтальных скважин. Нефтяное хозяйство, выпуск №9, 1993г. с. 1416.

39. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00. Москва, 2000.

40. Руководящий документ (РД 153-39.0-109-01) Методические указания «Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений».

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

42. Свидетельство на полезную модель «Устройство для исследования горизонтальных скважин» №26326. Авторы: Мешков В.М., Федоров В.Н., Нестеренко М.Г.

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

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

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

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

47. Справочник для мастеров по добыче нефти и ремонту скважин. Справочное издание. Сургут: РИИЦ «Нефть Приобья»; 1999. - 268 с. 18 илл.

48. Справочник трубы нефтяного сортамента, М. 1987.

49. Телков А.П., Краснова T.JI. Расчет оптимального местоположения и дебита горизонтальной скважины, дренирующей нефтегазовую залежь с подошвенной водой. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. №6, 1997.

50. Термодинамические исследования фильтрации нефти и газа в залежи. Балакирев Ю.А., М., Недра, 1970.

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

52. Технология и техника эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Балакирев Ю.А.М, изд-во «Недра». 1970 г., 192 стр.

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

54. Федоров В.Н.,.Шешуков А.И, Мешков В.М. Влияние ствола скважины на достоверность гидродинамических исследований. Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство», май 2001.

55. Федоров В.Н., Шешуков А.И., Мешков В.М. Гидродинамические свойства Баженовской свиты. Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство», сентябрь 2001.

56. Федоров В.Н., Шешуков Л.И., Мешков В.М. Гидродинамические исследования горизонтальных скважин. Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство», август 2002.

57. Федоров В.Н., Мешков В.М., Нестеренко М.Г. Современные средства измерения для гидродинамических исследований скважин. Научно-технический вестник «Каротажник», №83, Тверь.

58. Федоров В.Н., Мешков В.М. Современные гидродинамические методы исследования скважин. Научно-технический и производственный журнал «Интервал», январь 2002.

59. Физические величины: Справочник/ Л.П. Бабичев, Н.Л.Бабушкина, А.М.Братковский и др.; Под ред. И.С. Григорьева, Е.З. Мейлихова. — М., Энергоатомиздат, 1991. — 1232 с.

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

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

62. Хисамов Р.С., Сулейманов Э.И., Фархуллин Р.Г., Никашев О.А., Гу-байдуллин А.А., Ишкаев Р.К., Хусаинов В.М. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений. — М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». 1999. 227 с.

63. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. М.: Недра, 1965.

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

65. Щелкачев В.Н. Избранные труды: В 2 томах. — М.: «Недра», 1990.

66. Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД. М.: Наука, 1998. - 304 с.

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

68. Валиуллин Р.А., Шарафутдинов Р.Ф., Кулагин O.J1. Экспериментальное изучение термодинамических эффектов в газожидкостных системах. Физико-химическая гидродинамика: Межвузовский сборник, -Уфа: Баш. Гос. Унив-т. 1995. - с. 13-18.

69. 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.

70. Валиуллин Р.Л., Рамазанов Л.Ш., Шарафутдинов Р.Ф. Термометрия пластов с многофазными потоками. Изд-е Башкирск. Ун-та. Уфа, 1998.- 116 с.

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

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

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

74. Шарафутдинов Р.Ф. Нестационарный тепло- и массоперенос в нефте-насыщенных пористых средах. Автореферат диссертации, на соискание ученой степени доктора физ.-мат.наук. Уфа: БашГУ, 2000 г.

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

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

77. Борисов Ю.П., Пилатовский В.Г., Табаков В.П. Разработка месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра, 1964 г.

78. Дворецкий П.И., Попов С.Б., Ярмахов И.Г. Применение систем горизонтальных скважин для разработки газовых и нефтегазовых месторо-ждений//Горный вестник, 1997, № 3.

79. Чекалкж Э.Б. Основы пъезометрии залежей нефти и газа. — Киев: ГИТЛ УССР, 1961 г.

80. Л.З.Нафиков, М.Х.Хайруллин, Р.В.Садовников, Р.Г.Фархуллин. Интерпретация гидродинамических исследований для горизонтальных скважин //. М.: Недра, 1999. - С. 316 - 322.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

91. Butler R.M. Horizontal wells for the recovery of oil, gas and bitumen // Petroleum Society Monograph. 1997. - 224 p.1. АКТ1102.2003 г. №