Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему
Термические методы диагностики нефтяных пластов и скважин
ВАК РФ 04.00.12, Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых
Автореферат диссертации по теме "Термические методы диагностики нефтяных пластов и скважин"
I I
I Г л
( Г:
Г.'
На правах рукописи
ВАЛИУЛЛИН РИМ АБДУЛЛОВИЧ
ТЕРМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ДИАГНОСТИКИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
Специальность 04.00.12 - "Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых"
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук
Тверь-1996
Работа выполнена на кафедре прикладной физики и геофизики Башкирского государственного университета.
Научный консультант: -доктор технических наук,
профессор Резванов Р. А.
Официальные оппоненты: - доктор технических наук,
профессор Басик Я. Н.
- доктор физико-математических наук, профессор Поляченко А. Л.
- доктор технических наук Кирпиченко Б. И.
Ведущая организация: АО НПФ "Геофизика" (г. Уфа)
Защита состоится 28 ноября 1996 г. в 14 « часов на заседании диссертационного совета Д 169.13.01 в АООТ НПП "ГЕРС" по адресу:
170034, г.Тверь, пр-т Чайковского, 28/2.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИГИК НПЦ "Тверьгеофизика".
Автореферат разослан 1996 г.
Ученый секретарь диссертационного совета
доктор физико-математических наук, доцент
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность работы. Нефтяная отрасль РФ в последние годы находится в условиях падения добычи нефти. Одной из причин этого является то, что большинство месторождений страны характеризуются высокой степенью обводненности добываемой продукции, а размеры и запасы открываемых месторождений в легко доступных регионах неуклонно уменьшаются. Снижение темпов падения добычи может быть достигнуто за счет оперативного ввода в эксплуатацию скважин, выходящих из бурения и находящихся в капитальном ремонте, и за счет рациональной разработки старых нефтяных месторождений. Для этого требуется своевременная и достоверная диагностика нефтяных пластов и скважин на этапах заканчивания, эксплуатации и ремонта скважин. Это позволяет сократить сроки 'ввода скважин в эксплуатацию, потери извлекаемых запасов, обеспечивает успешность ремонтно-изоляционных работ и охрану недр.
Задачами диагностики являются: определение эксплуатационных характеристик продуктивного пласта, контроль технического состояния скважин, контроль за работой насосно-подъемного оборудования. Опыт показывает - наиболее эффективно эти задачи могут быть решены с помощью геофизических исследований скважин ("геофизическая диагностика"). При этом на всех этапах "эволюционного развития" скважины наиболее информативным методом диагностики является термометрия.
Геофизическая диагностика - это изучение признаков и оценка параметров, характеризующих состояние пластов и скважин, геофизическими методами. Многообразие категорий и режимов работы скважин, в которых осуществляются термические исследования, а также зависимость распределения температур от большого числа процессов в пласте и скважине (перфорация, освоение, эксплуатация и ремонтные работы) не позволяют рассчитывать на единую универсальную методику исследований и интерпретации данных термометрии. Игнорирование этих особенностей приводит к тому, что не полностью используются потенциальные возможности метода, а достоверность результатов часто не удовлетворяет запросы заказчиков. Между тем, наибольший объем измерений при диагностике состояния скважин и пластов приходится на термометрию. Установлена принципиальная возможность обеспечения высокой достоверности результатов
термометрии на базе дифференцированного подхода к методике исследований и интерпретации с учетом особенностей применения метода в конкретных ситуациях. Поэтому разработка термических методов диагностики нефтяных пластов и скважин при их заканчиванни, эксплуатации и капитальном ремонте является актуальной научно-технической проблемой, имеющей важное народнохозяйственное значение в обеспечении снижения темпов падения добычи нефти и в последующей ее стабилизации. Внедрение научно-обоснованных технических и технологических решений для диагностики скважин и пластов вносит значительный вклад в ускорение научно-технического прогресса.
Цель работы. Повышение информативности геофизических исследований скважин при их заканчивании, эксплуатации и ремонте путем создания новых и совершенствования существующих термических методов диагностики нефтяных пластов и скважин.
Основные задачи исследования:
1. Анализ современного уровня эффективности методов геофизической диагностики и оценка роли и места термометрии в комплексе этих методов;
- определение основных направлений эффективного ее применения для диагностики состояния скважин и пластов.
2. Теоретическое и экспериментальное изучение вклада различных термодинамических процессов в тепловые поля в скважинах при их заканчивании, эксплуатации и ремонте:
- определение и оценка основных факторов, обусловливающих тепловое поле после перфорации колонны и разработка методов диагностики скважин в этот период;
- выяснение и анализ роли физических процессов, формирующих переходные тепловые поля при освоении и опробовании скважины, определение возможностей и ограничений метода при диагностике скважин, выходящих из бурения и находящихся в капитальном ремонте;
- определение возможностей термометрии при исследовании скважин, оборудованных ЭЦН, определение задач и разработка способов их решения термометрией.
3. Изучение особенностей тепловых полей в пласте и скважине при условии эксплуатации при Р,п» < Рн<с и создание способов диагностики обводненных пластов при многофазных (нефть, газ, вода) потоках в скважине.
4. Разработка основ автоматизированной оперативной интерпретации материалов ГИС при диагностике пластов и скважин с учетом особенностей при их освоении, опробовании и эксплуатации с возможностью выдачи заключений непосредственно на скважине.
5. Обеспечение опытно-промышленного опробования и практической реализации в народном хозяйстве научно-обоснованных технических и технологических решений для температурной диагностики пластов и скважин.
Методика исследований. Поставленные задачи решались путем: теоретических исследований; расчетов на ПЭВМ; проведения специальных лабораторных и скважинных экспериментов; обобщения и анализа результатов опытного и промышленного опробований, производственных измерений, публикаций отечественных и зарубежных ученых; внедрения разработанных способов при исследовании нефтяных скважин в различные периоды работы.
Достоверность научных выводов и рекомендаций автора проверялась сравнением:
. теоретических результатов с данными лабораторных и скважинных измерений;
. результатов температурной диагностики с другими геофизическими методами и промысловыми материалами, с данными опробования пластов и результатами ремонтно-изоляционных работ.
Научная новизна.
1. Установлены закономерности образования тепловых аномалий после кумулятивной перфорации скважины, и на их основе предложен метод ранней температурной диагностики состояния скважины непосредственно после перфорации.
2. Теоретически обоснованы и экспериментально подтверждены методические приемы температурной диагностики заколонных перетоков жидкости и герметичности колонн, основанные на использовании переходных
процессов, возникающих при освоении и опробовании скважин. Предложена методика количественной оценки дебита перетекающей за колонной жидкости.
3. Экспериментально установлено, что в начальные моменты времени работы скважины различие подвижностей воды и нефти приводит к опережающему изменению температуры против обводненного пласта (или его обводненной части) по сравнению с пластом (или частью пласта), насыщенным нефтью.
4. Лабораторными и скважнпными экспериментами в процессе освоения установлено и оценено влияние на распределение температуры в скважине естественной тепловой конвекции в жидкости, обусловленной различием плотностей жидкости, поступающей из пласта и находящейся в скважине. Предложены методические приемы, позволяющие учитывать это явление и повысить достоверность интерпретации.
5. На основе многолетних экспериментов в простаивающих скважинах показана возможность восстановления геотермического распределения температуры в скважинах старых разрабатываемых месторождений. Предложен способ построения сводных геотерм по результатам исследований таких скважин.
6. Установлено влияние различия теплофизических свойств воды, нефти и газа, окружающих насосно-компрессорные трубы (НКТ), на распределение температуры, измеряемой в потоке жидкости внутри НКТ. Предложены способы температурной диагностики скважин, оборудованных ЭЦН, в процессе их работы.
7. Изучены особенности теплового поля в случаях притока в скважину нефти и нефти с водой при забойном давлении ниже давления насыщения нефти газом. Теоретически обоснована и практическими результатами подтверждена возможность выделения нефтеносных и водоносных или обводненных пластов (независимо от минерализации воды) по инверсии аномалии калориметрического смешивания против нефтеносного пласта при изменениях режима работы скважины.
X. Обоснована концепция системы автоматизированной обработки геофизических данных на ПЭВМ для диагностики состояния пластов и скважин при различных условиях измерений в скважинах.
Разработанные методы температурной диагностики нефтяных пластов н скважин не требуют существенных изменений, принятых и используемых на практике технологий освоения, опробования и эксплуатации скважин.
Новизна предложенных автором методических разработок защищена 26 азторскими свидетельствами на изобретения.
Основными защищаемыми положениями и результатами являются:
1. Созданные научно-обоснованные методы термической диагностики нефтяных скважин при их перфорации, освоении, эксплуатации и ремонте, основанные на установленных закономерностях образования температурных аномалий при измерениях в обсадной колонне и в насосно-компрессорных трубах, непосредственно после перфорации, при пусках, остановках и; в процессе работы скважины, позволяющие обеспечить эффективный контроль технического состояния скважин и насосно-подъемного оборудования.
2. Разработанные, не зависящие от минерализации пластовой воды, способы выделения нефте- и водонасыщенных пластов (пропластков), основанные на установленных особенностях изменения температуры притекающих в скважину нефти и воды, обусловленных различиями их подвижности и газосодержания.
3. Концепция построения системы автоматизированной обработки данных геофизических исследований для диагностики состояния пластов и скважин различных категорий, реализующая возможности многоуровневой интерпретации данных ГИС на основе визуальной интерпретации, использования библиотеки проблемно-ориентированных программ и базы знаний экспертной системы.
Практическая ценность работы. Результаты работы позволили повысить информативность и геологическую эффективность комплекса геофизических методов в процессе заканчивания, эксплуатации и ремонта скважин, в том числе, в условиях низкой минерализации пластовых вод и многофазных потоков в плас е и в скважине.
Методика исследований и интерпретации данных термометрии при контре те вскрытия пласта перфорацией позволяет выделить фактически
7
перфорированный интервал и производить одновременно с этим оперативную экспресс-оценку гидродинамической связи вскрытого пласта со скважиной.
Рекомендации по применению термометрии в условиях переходных температурных полей в процессе освоения и опробования нефтяных скважин позволили обеспечить достоверность результатов испытания разведочных и сократить время и стоимость освоения и ремонтно-изоляционных работ эксплуатационных скважин.
В глубиннонасосных скважинах использование термометрии расширяет круг задач, решаемых геофизическими методами в процессе работы скважины.
Использование разработанных программно-методических средств позволяет повысить качество комплексной интерпретации материалов ГИС по диагностике состояния пластов и скважин в период освоения, опробования и эксплуатации.
В конечном итоге, усовершенствованные традиционные и разработанные автором способы термометрии способствуют увеличению нефтеизвлечения из пластов, стабилизации разработки нефтяных месторождений и экспертизе экологического состояния недр.
Реализация в промышленности. Разработанные способы исследований и интерпретации данных термометрии в настоящее время успешно внедрены в основных нефтедобывающих районах страны.
Для обеспечения внедрения результатов исследований автором и при непосредственном участии автора подготовлены (переданы и использованы соответствующими предприятиями) методические руководства: "Применение термометрии для определения движения жидкости за обсадной колонной нефтяной скважины"(1982 т.); "Термические исследования при компрессорном освоении и опробовании нефтяных скважин" (1983г.); "Руководство по применению термометрии к лумометрии в скважинах с электроцентробежными насосами" (1989г.); "Методические рекомендации по термическим исследованиям скважин" (1990г.); "Методическое руководство по методике исследований и интерпретации данных геофизических исследований действующих скважин' Талинского нефтяного месторождения" (1991г.).
С целью расширения внедрения и обеспечения качества исследований и интерпретации материалов термометрии полученные автором результаты использовались в организованных и проводимых при участии автора школ-
семинаров для работников промыслово-геофизическнх и геологических служб (Дюртюлн - 1981, Бугульма - 1982, Уфа - 1985, Когалым - 1986, Нефтеюганск -1987, Нягань - 1989, Отрадный - 1989, Радужный - 1994, Сургут - 1995).
Объемы термометрических исследований скважин на этапах вторичного вскрытия, освоения, опробования и эксплуатации только в Башкортостане, например, составляют порядка 1100 скважин ежегодно. Экономический эффект от решения задач диагностики состояния нефтяных скважин термометрическим методом составляет 1,3 тыс.руб. на скважину в ценах 1990 года.
За разработку и внедрение новых термометрических способов исследований скважин автор награжден медалью ВДНХ СССР.
Концепция построения автоматизированной системы обработки геофизических данных использована при построении пакета программ "ПРАИМ"(БашГУ), которая в настоящее время внедряется на предприятиях АО "Башнефтегеофизика", "Сургутнефтегеофизика", "Татнефтегеофизика" и НПФ "Геофизика".
Полученные результаты использованы в спецкурсах по промысловой геофизике и в методических пособиях при подготовке студентов-геофизиков физического факультета Башгосуниверситета.
Апробация работы. Основные результаты работы представлялись и обсуждались на выездных заседаниях секций НТС МНП по вопросам "Состояние и пути развития методов контроля за разработкой залежей нефти по данным геофизики" (Уфа, 1979) и "Гидродинамические и промыслово-геофизические методы исследования для контроля за разработкой нефтяных месторождений (Альметьевск, 1980); на 111 Ухтинской конференции (1982); на заседании отдела промысловой геофизики Упрнефтегеофизмки МНП (Москва, 1982); на XIV Всесоюзном семинаре по гидроднамическим и промыслово-геофизическим методам исследований продуктивных пластов с целью контроля их разработки (Гомель, 1983); на координационных совещаниях по промысловой геофи;ике МНП (1980-1986); на научно-технических советах "Башнефть" (1980, 1983,1990,1996), "Башнефтегеофизика" (1980-1995), Красноленинск-нефтегеофизика (1989-1992); на Всесоюзных семинарах "Состояние и перспективы развития геофизических исследований скважин" (Уфа, 1984) и "Геофизические и гидродинамические методы исследования действующих скважин при контроле за разработкой нефтяных месторождений"
ч
(Москва, ВДНХ СССР, 1984); на Всеро. "снйских научных конференциях "Вычислительные средства регистрации и интерпретации геофизических исследований скважин" (Уфа, 1992; Краснокимск, 1992); на Республиканских научно-практических конференциях "Состояние развития геофизики в республике Башкортостан" (Октябрьский, 1993, 1S94); на Всероссийской научной конференции "Геофизика Урало-Поволжья" (Бу.")льма, 1993); на "круглом столе" "Геофизика накануне XXI века"(Уфа, 1995); ра Всероссийской научной конференции по контролю за разработкой нефтяных месторождений (Уфа, 1995); в отделе промысловой геофизики Минтоп- энерго РФ ."Москва, 1994, 1995); на научно-практической конференции "Компьютерные технологии ГИС" (Тверь, 1996); на Международном Симпозиуме "ГИС в процессе разработки нефтяных месторождений с заводнением" (Пекин, 1996).
Объем работы. Диссертация состоит из введения, 5 глзв и заключения. Текст изложен на 320 страницах, включая 106 рисунков, 5 таблиц и список литературы из 254 наименований.
Исходный материал. Базовой основой диссертации являются 52 опубликованные научные работы и 26 авторских свидетельств н i изобретения. Материалы диссертации содержатся в монографии и отраже ¡ы в научных отчетах, переданных с 1980 по 1995 гг. в фонды Бац ГУ, БНГФ, КрасноленинскНГФ, ЕАГО и др.
В диссертации представлены результаты исследований, выполненных лично автором, под его руководством и при непосредственном участии на специализации "Геофизика" Башгосуниверситета в период с 1977 по 1996 гг.
Постановка данного направления исследований была осуществлена И.Л.Дворкиным. Получение приведенных в работе результатов было бы невозможно без большой квалифицированной помощи в различное время в выполнения исследований, опробовании и внедрении технологий сотрудников специализации "Геофизика" Буевича A.C., Филиппова А.И., Рамазанова А.Ш., Шарафутдинова Р.Ф., Яруллина Р.К., Федотова В.Я., Булгакова Р.Т., Ремеева И.С., Назарова В.Ф., Сороканя В.Ю., Пацкова J1.J1., Сафаровой Г.К., Иламановсй И.Т., Пшеничнкжа А.И. Большое положительное влияние на формирование диссертационной работы оказали дискуссии и творческие контакты автора с Р.А.Резвановым, Б.М.Орлинским, Ф.Л.Саяховым,
10
Г.А.Халиковым, Р.Б.Булгаковым, K.B.Am оновым, Р.Т.Хаматдиновым, Г.А.Велышевым, Б.М.Рябовым, В.Н Моисеевым, А.Ф.Шакировым,
Б.И.Кирпиченко, Р.А.Шакировым и др. Внедрение метода в практику промысловых исследований было бы невозмож. '.о без помощи Юнусова Н.К., Аднсва Я.Р., Бубеева A.B., Шилова A.A., Рафикова З.Ш., Ихиятдинова Т.З., Усманова М.Г., Осипова A.M., Гайнуллина K.M., Асмоловского B.C., Поздеева Ж.А., Сорокиной В.А., Зудилина H.H., Голубца за Н.М., Расторгуева В.Н., Бикбулатова Б.М., Коновалова В.А., Ахмегова K.P. и др. Автор выражает глубокую благодарность этим ученым и произвол ственникам, а также многим другим специалистам научных и производственных • организаций, с которыми он был счастлив сотрудничать в ходе работы. П о теме диссертации под руководством автора подготовили и защитили кандидатские диссертации К.В.Антонов и Р.Т.Булгаков.
КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБ«. >ТЫ
Возможность и перспективность исп мьзования термических измерений в скважинах для решения задач диагностики впервые бы. ia доказана еще в начале двадцатого столетия Д.В.Голубятниковьн . Однако и ирокому практическому использованию термометрии предше П'вовали р аботы по созданию дистанционных термометров с высок т разрешак щей способностью и разработка теоретических основ термо; лнамических п роцессов, происходящих в пласте и скважине при ее эксплуатации,
Значительный вклад в разработку и совершенств звание теории, методики и аппаратуры скважинной термометт и и внесли Дахнов В.Н., Дьяконов Д.И., Позин Л.З., Кременецкий М.И., 1 езванов P.A., Н< примеров H.H., Марков А.И., Пудовкин М.А., Чекалкж Э. Б., Череменский Г А., Басин Я.Н., Степанов А.Г., Поляченко А.Л., Гаврина Т.Г,., Дворкии И.Л., Буевич A.C., Филиппов
A.И., Рамазанов А.Ш., Назарои В.Ф., Пацков Л.Л., Лутков В.А., Гатенбергер Ю.П., Дубина М.А., Закусило Г.А., II ¡вецова Л.Е., Расторгуев
B.И., Кондрашкин В.Ф., Коржечевский А.Г., Яковг ;в Б.А., Бэд М., Смит Р., Мэрфи X. и др.
К началу работ по теме настоящей диссертации были разработаны основы теории и методики термо», етрии для диагност :ии пластов и скважин с установившимся и медленно мет ющимся температурным полем в фонтанных и
И
глубиннонасосных (ШГН) скважинах при одно- и двухфазных (нефть, вода) потоках.
Однако на практике возникла реальная необходимость разработки и совершенствования способов температурной диагностики пластов и скважин при их заканчивашш (перфорация и освоение), эксплуатации (различные способы добычи), ремонте. При этом условия, при которых должна осуществляться диагностика, характеризуются переходными режимами работы скважин и пластов, многофазными (нефть, газ, вода) потоками, большой обводненностью продукции, совместной эксплуатацией (через одну скважину) нескольких объектов, низкими дебитами пластов и т'.д.
Во введении, таким образом, обоснована актуальность темы, сформулированы цель и задачи исследований.
1. Состояние контроля разработки нефтяных месторождений геофизическими методами. В контроле за разработкой выделяют три основных направления: изучение процесса выработки запасов залежей нефти, оценка эффективности применения различных методов повышения коэффициента нефтеизвлечения, диагностика состояния нефтяных пластов и скважин. В настоящее время имеется методическая база, позволяющая решать задачи, возникающие по всем трем направлениям.
Однако основной объем измерений в производстве осуществляется дм решения задач, связанных с диагностикой состояния пласта и скважины (в АО "Башнефгегеофиэика" в 1994 году - 2957 скважин).
Задачами диагностики являются: определение эксплуатационных характеристик продуктивного пласта (определение интервалов притока и поглощения жидкости, мест притока нефти, воды и газа, определение продуктивности пласта и расхода жидкости, энергетических параметров пласта); контроль технического состояния скважины (определение мест нарушенил герметичности обсадной колонны и забоя скважины, выявление межпластовых заколонных перетоков в скважине, исследование интервалов перфорации обсадных колонн); контроль за работой насосно-компрессорного оборудования (определение статического и динамического уровней жидкостей и НВР в межтрубном пространстве, мест положения и режима работы глубинного насоса, герметичности НКТ и мест положения и работы мандрелей).
Геофизическая диагностика скважин и пластов осуществляется методами термометрии, расходометрии, влагометрин, резистивиметрин, плотнометрии, барометрии и шумометрин. В зависимости от реально существующей аппаратуры, от принятых технологий по регионам комплекс геофизических методов, как правило, различается.
Исследования для диагностики обсаженных скважин производят на этапах заканчивания (перфорация и освоение), эксплуатации и ремонта скважин. В настоящее время термометрия - один из основных методов в комплексе геофизических методов, применяемых для диагностики. Круг потенциально решаемых задач диагностики и объемы исследований для термометрии наибольшие. Высокая информативность метода обусловлена высокой чувствительностью термометров к различного рода изменениям состояния скважины и пласта. Это является достоинством и недостатком метода, поскольку существенно затрудняет процесс интерпретации термограмм. Для обеспечения достоверности решения задач термометрией необходимо знание влияющих на температурное поле факторов, связанных с состоянием скважины и условиями измерений.
Особенности решения задач термометрией обусловлены: а) типом (категорией) скважин, которые необходимо исследовать для решения практических задач. Это простаивающие, действующие (добывающие с различным способом эксплуатации), осваиваемые после бурения и в капремонте; б) режимом работы скважины - установившийся, квазистационарный, неустановившийся, переходный (в соответствии с этим, в скважине возникают аналогичные тепловые поля); в) условиями измерений - конструктивными (в свободной колонне, через межтрубное пространство, в интервалах, перекрытых НКТ), гидродинамическими (при Р„б < Р™, в обводненной скважине, в низко-дебитной скважине, при притоке из пласта более минерализованной воды, чем вода в скважине, при изменении забойного давления в скважине, при различии Рш в многопластовой скважине); г) временным фактором, характеризующим длительность работы скважины при исследованиях; д) средствами измерения -инерционностью термометра и конечной скоростью регистрации распределения температуры.
Игнорирование изложенных особенностей на практике приводит к тому, что не полностью используются потенциальные возможности метода, а достоверность получаемых результатов часто не удовлетворяет запросы
заказчиков. Между тем существует реальная возможность обеспечения высокой достоверности результатов термометрии на базе
дифференцированного подхода к методике исследований и интерпретации, основанного на учете особенностей метода при диагностике скважин в конкретных ситуациях.
2.Термогидродинамические процессы, определяющие информацию о пласте н скважине. Применение на практике термометров с высокой разрешающей способностью порядка 0,01 °С обеспечивает высокую информативность метода. Полезная информация обусловлена термогидродинамическими процессами, происходящими в пласте и скважине.
Основными эффектами, обуславливающими температурное поле в пласте и скважине, являются: Джоуля-Томсона, адиабатический, баротермический и калориметрический.
Изменение температуры при стационарном адиабатическом дросселировании наблюдается при движении флюида. При стационарной фильтрации в пласте при постоянной депрессии нефть всегда разогревается больше, чем вода, что обусловлено различием значений коэффициентов Джоуля-Томсона для нефти и воды. В работе экспериментально определены термодинамические коэффициенты для нефтей ряда месторождений. В среднем соотношения коэффициентов для нефтей и воды можно считать таким: е„ я 2 £,. Температурные аномалии, связанные с эффектом Джоуля-Томсона, несут информацию о работающих пластах, местах притока флюида в скважину, о движении, жидкости за колонной и т.п.
При кратковременном вызове притока жидкости из пласта, например, при опробовании скважин, в системе наблюдаются нестационарные процессы. Изменение температуры в насыщенной жидкостью пористой среде, обусловленное изменением давления, называют баротермическим эффектом. В стационарных условиях баротермический эффект тождественен эффекту Джоуля-Томсона. Из-за кратковременности режима отбора жидкости из пласта максимального ее разогрева вследствие дросселирования не достигается. Для таких условий величина баротермического эффекта будет определяться как ДТ = 6(1) Е, АР, где 5 (1) - коэффициент, зависящий от коллекторских свойств пласта, геометрии течения, удельного дебита. Время полного установления
максимально возможного разогрева жидкости можно оценить из соотношения: (у = л Я2* /сц.
После пуска скважины разогрев жидкости существенно зависит от коэффициента подвижности К/ц. Вода более подвижная, поэтому она за одно и то же время проходит большую части воронки депрессии, чем нефть. Вследствие этого вода сразу после пуска скважины разогревается сильнее, чем нефть. С увеличением времени отбора разогрев нефти по отношению к воде повышается. Следовательно, при притоке к забою по отдельным прослоям воды и нефти температурная аномалия в интервале калориметрического смешивания носит инверсионный характер. Исследованы условия проявления инверсии в зависимости от удельных дебктов нефти и воды. Показано, что наиболее вероятные случаи инверсии произойдут не позднее 5 часов после начала притока. Время инверсии аномалии можно оценить из соотношения Ц=лгго(Зя.-4я„)/16ч„г.
При освоении и опробовании скважины компрессором после его включения забойное давление может превысить пластовое. Возникновение репрессии на пласт приводит к тому, что часть скважинной жидкости будет поглощаться пластом. После начала дренирования жидкости профиль температуры, сформированный при поглощении, выносится из пласта в скважину со скоростью конвективного переноса тепла и накладывается на дроссельное температурное поле. При определенных условиях в период притока жидкости при освоении скважины все изменение температуры может быть обусловлено выносом нарушенного поглощением жидкости температурного поля при практическом отсутствии притока пластовой жидкости и вклада в температурное поле эффекта дросселирования. Это следут учитывать при определении состава поступающего из пласта флюида для уточнения насыщенности пласта в процессе опробования.
При освоении и эксплуатации нефтяных скважин с давлением в скважине ниже давления насыщения нефти газом в призабойной зоне пласта будет наблюдаться фильтрация нефтегазовой смеси. Дросселирование жидкости приводит к разогреву, а газов - к охлаждению. Суммарный эффект от дросселирования нефтегазовой смеси будет зависеть от весовой доли свободного газа в потоке. Чтобы оценить дроссельную аномалию для нефтегазовой смеси необходимо знать теплофизические параметры нефти и
газа, коэффициенты Джоуля-Томсона и газовый фактор. Для определенных значений параметров фаз дросселирование нефтегазовой смеси не приводит к изменению температуры, т.е. Д'ГС„ = 0. В работе получено соотношение для инверсного газового фактора (Гфш), при котором изменяется знак температурной аномалии дросселирования. При стационарной фильтрации нефтегазовой смеси для Гф > Гф„ на забое будет регистрироваться понижение (относительно геотермической) температуры, а при Гф < Гфш - повышение температуры. Для изучения особенностей нестационарного температурного поля разработана математическая модель неизотермической трехфазной фильтрации с фазовыми переходами. Совместное влияние эффектов охлаждения за счет поглощения теплоты разгазирования нефти и дросселирования газа, с одной стороны, и разогрева жидкости за счет дроссельного эффекта, с другой стороны, приводит к образованию минимума температуры в начальный момент после пуска скважины, т.е. аномалия может быть всегда отрицательной. При этом, в зависимости от величины газового фактора в стационарном распределении температуры могут наблюдаться как положительные, так и отрицательные температурные аномалии. Появление воды в потоке, во-первых, приводит к уменьшению эффективного коэффициента Джоуля-Томсона жидкой фазы, и, во-вторых, за счет плохой растворимости газа в воде, к уменьшению массового расхода газа. Поэтому с появлением воды в потоке нефтегазовой смеси возможны как положительная или отрицательная температурная аномалия, так и ее отсутствие. Установлено, что существует предельная или критическая обводненность порядка 60% , при которой отрицательные температурные аномалии вообще не могут наблюдаться. Существует критический газовый фактор для которого изменение температуры на забое не происходит при изменении обводненности продукции.
При проведении термических исследований в условиях изменения давления в скважине на температурное поле в системе оказывает влияние адиабатический эффект. Величина изменения температуры определяется величиной изменения давления и значением адиабатического коэффициента. В работе экспериментально определены значения коэффициентов для пластовых вод и нефтей ряда месторождений. В реальных условиях адиабатический эффект в стволе скважины проявляется, когда темп изменения давления существенно превышает темп теплообмена между жидкостью в скважине и
окружающими породами. Экспериментально и расчетами показано, что для реальных скоростей изменения давления в скважине при исследованиях, тепловые потерн составляют порядка 10%. Но изменения температуры регистрируемы, и их следует учитывать при интерпретации.
В стволе скважины при смешивании потоков, восходящего снизу и поступающего из пласта, проявляется эффект калориметрического смешивания. Величина аномалии калориметрического смешивания, как разность температур в скважине после и до смешивания, может быть как положительной, так и отрицательной. При совпадении температур смешивающихся потоков температурная аномалия отсутствует. При больших дебитах восходящего потока и слабом притоке из верхнего пласта выделение работающих верхних пластов затруднено в скважинах, работающих с установившимся режимом. При послойном поступлении нефти и воды в пределах нижнего перфорированного пласта из-за различия ен и е, в скважине наблюдается аномалия калориметрического смешивания. Причем в длительное время работающих скважинах разогрев против нефтяной части пласта всегда больше, чем против водоносной, и можно говорить о положительной аномалии калориметрии. В период пуска скважины при освоении или опробовании наблюдается инверсия аномалии калориметрического смешивания. Аномалия из отрицательного в начальные моменты времени переходит в положительную. Исходя из 10% дифференциации температурной аномалии калориметрии между нефтяной и водоносной частями пласта, получены условия для уверенной регистрации инверсии аномалии калориметрического эффекта в стволе скважины.
3. Температурное поле в стволе скважины. Конвективный теплообмен связан с переносом тепла потоком жидкости и, вследствие высокого теплосодержания потока, обычно приводит к заметному изменению температур в скважине. Кондуктивный теплообмен осуществляется путем теплопроводности, и он достаточно медленный по сравнению с конвективным. Но большинство задач диагностики решается на основе учета этого вида теплообмена. И конвективный, и кондуктивный теплообмены, а также термогидродинамические процессы, рассмотренные ранее, формируют тепловые аномалии в скважине. Решение задач диагностики методом термометрии
сводится к выделению аномалий на термограммах и объяснению природы и причины их возникновения.
Для выделения аномалий необходимо знать первоначальное распределение температуры в скважине, которое было до разработки месторождения, или геотермическое распределение.
Многолетние наблюдения в пьезометрических скважинах показали высокую стабильность температурного поля не только в зумпфе скважины, но и • во всем интервале глубин, за исключением продуктивного горизонта. Расхождения температур между замерами разных лет не превышает 0,2 К. Это заключение согласуется с физикой процессов теплопереноса, вследствие кондуктивной и конвективной теплопередачи.
Установлено, что существующая схема эксплуатации нефтяных месторождений позволяет восстановить и построить геотермическое поле по результатам термических исследований в длительно простаивающих скважинах. Нахождение среднего для участка градиента температуры на данном интервале глубин проводится путем усреднения по нескольким скважинам. Минимальное количество термограмм не должно быть меньше пяти. Характер теплового поля может быть описан и по результатам единичных измерений в 2-3 скважинах. При этом одна из скважин должна находиться внутри контура нефтеносности, а другая - за пределами эксплуатируемого участка. Сводная геотерма будет проходить внутри выделенного "коридора" между термограммами.
На фоне сводного геотермического распределения в простаивающих обсаженных скважинах могут выделяться аномалии, связанные с бурением, цементажем, промывкой, межпластовыми перетоками и перфорацией скважины.
Опытно-методические работы и проведенный анализ результатов термометрии, выполненных до и после перфорации по более чем ста скважинам, позволил установить характерные особенности тепловых аномалий: всегда после перфорации против интервала воздействия наблюдается положительная регистрируемая аномалия, изменение ее составляет от 1,5 до 12 К; нарушение первоначального распределения температуры регистрируется выше и ниже интервала перфорации и составляет от 5 до 30 м; в отсутствие движения жидкости аномалия симметрична относительно середины перфорированного интервала, приток или поглощение жидкости пластом нарушает симметрию
I»
аномалии. Основными факторами, определяющими величину и форму аномалии, являются: (при перфорации) тепловая энергия, находящаяся в продуктах взрыва, взаимодействие ударной волны с металлической обсадной колонной и породой, дилатансия пористой среды; (после перфорации) -кондуктивный и конвективный теплообмен. Установленные закономерности в образовании температурной аномалии можно использовать для диагностики пласта и скважин.
Температурные исследования для диагностики скважин могут осуществляться при создании репрессии на пласт. Измерение нестационарного распределения в ходе закачки может быть использовано для определения положения и расходов поглощающих интервалов. Снижение столба жидкости в скважине приводит к практически параллельному, относительно первоначального распределения, смещению температурной кривой на термограмме. Получены простые выражения, описывающие распределение температуры в скважине в этот период. В общем случае, величин) смещения можно представить как ДТ - 1<ЭД Г у„ I, где К(1) - коэффициент, учитывающий влияние теплообмена. По величине смещения можно оценивать и объем поглощенной пластом жидкости, который следует знать для оценки времени работы скважины в режиме отбора.
После пуска скважины в распределении температуры в стволе скважины выше отдающих пластов выделяют две зоны: первая - на расстоянии от пласта, куда еще не дошел фронт вышедшей из пласта жидкости, и вторая -заполненная вышедшей из пласта за время I жидкостью. Первая зона характеризуется смещением распределения температуры, существующего в скважине перед началом притока, во второй - сказывается влияние температуры притекающей из пласта жидкости. Изучены распределения температуры с учетом предварительного поглощения жидкости пластом и без поглощения. Особенностью в распределении температуры является наличие излома кривой, перемещающегося со скоростью потока, связанного с продвижением температурного фронта вышедшей из пласта жидкости.
После пуска скважины, оборудованной электроцентробежным насосом, в ней происходят следующие процессы: движение жидкости в НКТ, адиабатическое сжатие и интенсивное перемешивание жидкости в насосе, движение жидкости в межтрубье в процессе снижения уровня, приток
жидкости из пласта и ее движение к фильтру насоса, калориметрическое смешивание жидкости на фильтре насоса, теплоотдача от электродвигателя омывающей его жидкости, теплообмен по всему стволу скважины между движущимися жидкостями и горными породами. На основе математической модели, разработанной с учетом этих процессов, а также экспериментальных данных изучены кривые изменения температуры, полученные на фиксированной глубине над насосом в НКТ. Особенностью данных кривых является наличие на них характерных точек (характерных времен): минимум температуры, излом кривой и стабилизация температуры. Эти характерные зоны на кривых имеют место для разных производительностей насоса и продуктивностей пласта, изменение которых приводит к смещению их положения на кривой во времени.
•Основными процессами, которые могут изменить геотермическое распределение в зумпфе скважины, являются адиабатический эффект, теплоотдача от работающего пласта и естественная тепловая конвекция.
Немонотонность изменения давления при освоении скважины приводит к проявлению в зумпфе и стволе скважины эффекта адиабатического сжатия и расширения, смещающего первоначальное распределение, соответственно вправо и влево (разогрев, охлаждение). В подстилающих работающий пласт породах проявляется влияние теплоотдачи. Распространение фронта теплового возмущения после пуска скважины можно оценивать по формуле ъ , = 4л/а1. Установлено путем математического и натурного моделирования, что даже с учетом стальной колонны зона теплового влияния пласта локализуется на расстоянии порядка 0,5-1 м от подошвы пласта. Влиянием тепловых свойств обсадной колонны для времен наблюдения более 10 часов можно пренебречь (с точностью до 1%),
Многочисленный анализ экспериментальных данных по скважинам, работающим более 5-10 лет, показывает, что зона нарушения геотермического распределения в зумпфе локализована на расстоянии 8-10 м. от подошвы пласта, и она связана с дроссельным разогревом в эксплуатируемом пласте. Распределение темпмературы в зумпфе в этом случае наиболее хорошо описывается зависимостью ДТ(г)=ДТо(1-г ^И'+г2 ), где И - эффективный радиус разогрева пласта. Возникновение тепловой конвекции в зумпфе связано с различием плотностей жидкостей, находящейся в скважине и поступающей из
к
пласта в период освоения. Особенности формирования температурного поля в таких условиях изучались экспериментально на моделях со стальной и стеклянной колоннами и в реальных скважинах.
11сследованиямн установлено, что конвекция в скважине возникает при Рта > р<™ , а также при равенстве плотностей, но при Т,и < Т о». Скорость теплопередачи в зумпфе значительно превосходит кондуктивный теплоперенос. Так, при рш, > рги за 15 минут работы пласта температурный фронт достигал забоя модели (2 м). Нарушение теплового поля в зумпфе наблюдается во всем интервале конвективного движения. По результатам обработки экспериментальных данных получена приближенная зависимость, отражающая скорость продвижения температурного возмущения вследствие конвекции.
После пуска или остановки скважины в последней наблюдается нестационарность теплового поля. При конечной скорости движения термометра это приводит к искажению регистрируемой термограммы вследствие проявления тах назывемого "эффекта немгновенности" регистрации. Этот эффект прояагяется прежде всего в искажении градиента температуры. Практические измерения показывают, что в интервале, не охваченном влиянием температуры потока жидкости, закачиваемой сверху или вышедшей из пласта, в пренебрежении-теплообменом с окружающей средой (для малых времен это возможно), регистрируемый градиент температуры зависит от соотношения скоростей потока и термометра как Гр = Г (1 - \nlvt ). Степень искажения Гр определяется направлением и скоростью движения термометра ут и скоростью изменения температуры в скважине.
Выделены основные процессы, определяющие тепловое поле в интервале НКТ в скважинах с ЭЦН. Показано, что в среднем разогрев на насосе при нормальной его работе составляет порядка 3 °С. Изучение теплообмена восходящего в НКТ потока жидкости с окружающей средой после пуска скважины показал, что можно пренебречь тепловым сопротивлением окружающих горних пород. При этом установлено, что отток тепла через поверхность НКТ зависит, в основном, от теплопроводности жидкости заполняющей, межтрубное пространство. Это позволяет по измерениям температурного градиента в НКТ выделять границы раздела сред в межтрубье, т. е. определять положение динамического уровня и
нефтеводораздела. При наличии утечки в иасосно-подъемном оборудовании существенно меняется распределение температуры в НКТ, что позволяет определять места утечек по глубине.
Различные направления движения потоков жидкости в межтрубном пространстве, обсадной колонне и НКТ в процессе освоения скважины приводят к возникновению различных по величине и знаку температурных аномалий в интервале приема (низа) НКТ. Эти аномалии следует использовать для выявления глубины приема НКТ', для привязки диаграмм по глубине. По величине и знаку аномалии судят о процессах, происходящих в скважине и пласте.
После остановки скважины (при эксплуатации, освоении) приток из пластов еще может продолжаться. Забойное давление возрастает, депрессия на пласты падает. В пласте и скважине регистрируются остаточные тепловые эффекты. В этот период можно осуществлять диагностику пластов и скважины после извлечения насосно-подъемного оборудования. Затухающий поток в скважине выше перфорированных пластов благоприятен для выделения осложнений в интервалах выше перфорированных пластов.
4.Технология термических исследований скважин. Технология - методика исследований и интерпретации скважин - определяется арсеналом измерительных средств (методов), имеющихся на вооружении геофизических партий, и конкретными задачами, которые необходимо решать в той или иной ситуации. Определяющим при этом должно быть получение максимума информации при минимуме затрат средств и времени.
Методика исследований для решения конкретной задачи включает выбор интервала исследований, масштаба, скорости, направления регистрации параметра и регламентирование измерений.
Интервал исследований выбирается из их назначения, при этом различают общие или поисковые исследования (проводят по стволу скважины) н детальные (проводят в интервалах продуктивных горизонтов, возможных заколонных перетоков и выделенных аномалий при поисковых исследованиях). Поисковые исследования при термических исследованиях для диагностики скважин имеют важное значение, т. к. часто являются основой для последующих детальных исследований.
Скорость записи термограмм влияет на их качество и на достоверность результатов исследований. Особенно важен выбор скорости регистрации при кратковременных отборах жидкости. В качестве критериев для выбора скорости целесообразно принимать величину затянутостн температурной аномалии в зумпфе Аг для детальных исследований и величину абсолютной погрешности измерений ЛТ для поисковых исследований. Определяющим при эгом является действительное значение постоянной времени термометра т. Принимая во внимание состояние скважин, т должно быть определено непосредственно в скважннных условиях, либо следует применять способ последовательной коррекции скорости регистрации термограмм
непосредственно в скважине без расчета тепловой инерции скважинного прибора.
Соблюдение регламента измерений позволяет наиболее полно использовать особенности режимов работы скважин и условий измерений для обеспечения информативности термометрии при решении конкретных задач диагностики. При этом эффективность и достоверность их решения может быть достигнута только при комплекснровании термометрии с другими геофизическими методами. Для проведения пространственно-временных измерений температуры в работе предложены технологические карточки: для исследования простаивающих скважин, геофизического сопровождения перфорации, компрессорного освоения, процесса эксплуатации скважин. Разработанные регламенты измерении вписываются в используемые буровыми и добывающими предприятиями технологические процессы, операции и не требуют дополнительных затрат времени и средств. При этом они используются как при переходных, так и при установившихся процессах в скважинах.
Оценка качества зарегистрированных термограмм основана на критериях: наклон температурных кривых (градиент температуры) в зумпфе и стволе скважины, значение абсолютной температуры, масштаб регистрации термограмм (по параметру), повторяемость температурных кривых при основном и контрольном замерах.
Интерпретация базируется на совокупном анализе всех температурных кривых. При регистрации серии термограмм по скважине для облегчения их анализа кривые совмещают (сопоставляют) в интервалах
зумпфа. При этом учитывают сведения о времени и условиях регистрации каждой из них. При необходимости используют расчетные данные, сравнение с теоретическими термограммами. Заключение выдается на основе анализа всех геолого-промысловых данных, а также данных других геофизических методов, используемых наряду с термометрией. В работе в качестве интерпретационных основ термометрии выделены основные признаки и предложены типовые кривые для решения конкретных задач диагностики.
При диагностике пластов, вскрытых перфорацией, производится:
- выделение работающих пластов (на основе использования эффектов дросселирования, калориметрического, конвективного теплопереноса и остаточных послеэксплуатационных эффектов), включая и слабые притоки, не отмечаемые дебитометрией;
- определение интервалов притока нефти и воды (на основе различия коэффициентов Джоуля-Томсона, коэффициентов подвижности и различия газосодержания);
- оценка расхода жидкости в период после пуска скважины (на основе учета смещения первоначального распределения температуры, использования эффекта немгновенности регистрации термограмм - по искажению регистрируемого градиента температуры и по методу "температурной петли");
- оценка продуктивности пласта в ЭЦН скважине (на основе особенности установления температурной кривой в потоке жидкости над насосом после его пуска);
- оценка размеров зоны разогрева эксплуатируемых пластов (на основе взаимосвязи распределения температуры в пласте с распределением температуры в зумпфе скважины);
определение давления насыщения нефти газом (на основе одновременного измерения давления и температуры при изменении забойного давления с переходом через давление насыщения).
При диагностике технического состояния скважины производится:
- определение мест нарушения герметичности обсадной колонны и забоя скважины (на основе тех же признаков и явлений, используемых при выявлении работающих пластов);
- выявление межпластовых заколонных перетоков снизу (на основе нарушения геотермического распределения температуры в зумпфе вследствие конвективного теплопереноса и дросселирования жидкости за колонной, увеличенного темпа установления температуры вдоль оси скважин и по ее
24
радиусу, особенностей проявления эффекта калориметрического смешивания в подошвенной части перфорированного пласта);
- выявление межпластовых заколонных перетоков сверху (на основе различия условий теплообмена в интервале перетока и выше, особенностей проявления калориметрического эффекта в кровельной части перфорированного пласта, особенностей распределения температуры по радиусу колонны в потоке, особенностей восстановления температуры в интервале наличия и отсутствия перетока).
При этом обеспечивается возможность дифференциации вертикального движения жидкости по пласту (пласт с подошвенной водой) и по цементу. Достоверность контроля технического состояния скважин повышается при использовании так называемых покерной и радиальной термометрии, предложенных в работе.
При исследовании интервалов перфорации обсадных колонн производится:
- выделение местоположения по глубине перфорированного интервала и факта срабатывания перфоратора (на основе аномалии разогрева против интервала воздействия);
- определение наличия гидродинамической связи перфорированного пласта со скважиной (на основе конвективного теплопереноса при несбалансированной перфорации);
выявление заколонных перетоков (на основе конвективного теплопереноса и нарушения формы температурной аномалии при несбалансированной перфорации).
Моделирование термодинамических процессов, обуславливающих распределение температуры в скважине при заколонных перетоках, позволило разработать подход для количественных оценок дебита за колонного перетока. При этом используется метод "прямой-обратной" задачи. Количественная оценка производится на основе сравнения экспериментальных термограмм с теоретическими, рассчитанными при различных дебитах, величинах дроссельного разогрева при достижении минимума дисперсии.
Погрешность оценок расходных параметров по данным термометрии может составлять 10, 20 и более процентов, но, тем не менее, разработанные подходы представляются переспективными. Последнее связано с тем, что здесь отсутствуют возможности использования других геофизических методов, и,
кроме того, имеет место массовое внедрение ПЭВМ на производстве, что позволяет применять для интерпретации сложные математические модели.
При диагностике состояния насосно-подъемного оборудования в скважинах с ЭЦН производится:
- определение динамического уровня жидкости и нефтеводораздела в межтрубном пространстве (на основе особенностей теплообмена потока жидкости в НКТ со средой, расположенной в межтрубном пространстве, обуславливающих изменение градиента температуры на границе раздела сред);
- определение мест нарушения герметичности НКТ (на основе особенностей теплообмена в интервале "место утечки - насос" и выше места негерметичности НКТ);
- определение режима работы насоса (на основе оценки величины разогрева насоса).
Необходимость решения задач диагностики в скважинах различных категорий, при различных конструктивных и гидродинамических условиях измерений делает сложным процесс интерпретации геофизических данных. Это требует использования в таких условиях автоматизированных систем обработки на ПЭВМ. Но сложность интерпретации создает определенные сложности в создании компьютерных программ обработки, позволяющих производить решение рассматриваемых здесь задач в автоматическом режиме. Поэтому нереально сегодня исключить при обработке материалов на ПЭВМ определяющую роль интерпретатора. Учитывая это, в основу подхода к автоматизированной системе обрабогки данных ГИС, предлагаемой в работе, заложены действия, моделирующие работу квалифицированного
интерпретатора, проводящего анализ графического материала по конкретной скважине.
Исходя из рассмотренных условий измерений, технологий исследований, применяемых сочетаний методов, действий интерпретатора, используемого им объема информации, сформулированы требования к системе автоматизированной обработки данных ГИС для диагностики нефтяных пластов и скважин.
Основным элементом системы является интерпретационный модуль, в котором заложены возможности визуальной (на основе личного опыта интерпретатора) и автоматической (на основе проблемно-ориентированных
программ для решения конкретных задам) интерпретации и экспертной оценки (на основе базы знаний, включающей в себя набор правил и типовых кривых по отдельным методам и комплексу методов для решения соответствующих задач). В экспертной системе, кроме того, имеется возможность консультаций по методике исследований различных категорий скважин.
Наиболее тесно связаны с модулем интерпретации так называемый геофизический калькулятор, позвогмющшЧ отрабатывать рабочие гипотезы и проводить специфические вычисления по заложенным в него формулам и моделям, и база данных, хранящая промысловую, геологическую и геофизическую информацию.
5. Практическая реализация технических решении по температурной диагностике. Разработанные способы исследований и интерпретации данных термометрии в настоящее время успешно внедрены в основных нефтедобывающих районах страны.
Для обеспечения внедрения результатов исследований автором и при его непосредственном участии подготовлены (переданы и использованы соответствующими предприятиями) методические руководства; организованы и проведены школы-семинары дня работников промыслово-геофизических и геологических служб в конкретных регионах.
В настоящее время на старых нефтяных месторождениях, какими являются и месторождения Башкирии, практикуется перфорация под депрессией. Применение термометрии по разработанной в работе методике позволяет, помимо определения факта перфорации, осуществлять контроль за гидродинамической связью вскрытого пласта со скважиной и проводить оперативную диагностику технического состояния скважины в целом на ранней стадии.
В 1983 году было подготовлено первое методическое руководство по термическим исследованиям скважин при компрессорном освоении и опробовании, которое в очень короткие сроки было распространено по основным нефтерегионам. Отличительной особенностью предложенных методик было использование переходных процессов. В настоящее время объемы исследований при освоении разведочных и эксплуатационных скважин значительны и практически во всех регионах данный вид исследований внедрен. Использоаание термометрии осуществляется, в основном, по
27
объектам, имеющим явное противоречие геофизического заключения характеру получаемой при опробовании жидкости, а это, как правило, получение воды при нефтяной характеристике пласта. Таких скважин, как показывает анализ, оказывается значительное количество. На основе имеющихся результатов внедрения показано, что термические исследования в поисковых и разведочных скважинах на этапе их опробования позволяют повысить достоверность оценки насыщенности пласта, уменьшить пропуск продуктивных объектов, что способствует эффективности работ и повышению точности подсчета запасов нефти. Скважины эксплуатационного бурения, в результате оперативного выявления причин обводнения, значительно быстрее и качественнее вводятся в эксплуатацию.
Очень эффективно применение термометрии в комплексе с другими геофизическими методами при капитальном ремонте скважин. Основной задачей геофизических методов здесь является достоверное выявление причин обводнения скважины и последующая правильная ориентация ремонтных работ. Анализ показывает, что эффективность применения термометрии (в комплексе с другими методами) для диагностики скважин достаточно высока. По данным анализа, проведенного по скважинам Башкирии и Западной Сибири, эффективность изоляционных работ по скважинам, где геофизические исследования проведены, в 3 раза выше, чем по скважинам, где исследования не проводились. При этом, например, по скважинам НГДУ "Чекмагушнефть" в 1979 г. дополнительная добыча нефти составила 15142 т и условно недоизвлечено 35944 м' пластовой воды.
Термические исследования в процессе эксплуатации осуществляются в фонтанных и насосных скважинах. При этом в комплексе с другими методами производится диагностика состояния пласта и скважины, в частности, производится контроль технического состояния скважины, определяется различие давлений в совместно эксплуатируемых пластах, контроль состояния насосно-подъемного оборудования и т. д. Отсутствие зависимости величины изменения температуры при установившейся работе пласта от дебита притекающего флюида позволяет выделять по термометрии слабые притоки, не выделяемые механической дебитометрией. Так, в ПО "Башнефтегеофизика" в результате обработки термограмм только 96 глубиннонасосных скважин (ШГН), например, дополнительно выделено 36 работающих пластов. Переспективным, в смысле экономичности технологии,
2 К
являются термические исследования скважин, оборудованных ' ЭЦН, с целью контроля насосно-подъемного оборудования и, в частности, определения причины уменьшения дебита жидкости. Так как, например, только на одном небольшом нефтепромысле НГДУ "Чекмагушнефть" решение данной задачи бригадами подземного ремонта скважин с проведением поинтервалыюй опрессовки НКТ осуществляется ежегодно в среднем в 300 скважинах. Поэтому оперативное и достоверное проведение термической диагностики насосно-подгемного оборудования позволяет экономично проводить ремонтные и профилактические работы в скважине.
Результаты исследований для скважин и пластов с многофазными потоками позволили обеспечить достоверность решения задач в скважинах, работающих при забойных давлениях ниже давления насыщения нефти газом. В частности, в таких условиях разрабатываются скважины Талинского нефтяного месторождения. На основании исследований, выполненных в этом регионе (1989 - 1995 гг), разработаны методические рекомендации, внедрение которых позволило повысить достоверность при контроле технического состояния скважин и при разделении нефтеносных и обводненных пластов в условиях многофазных потоков в скважине.
На основе предложенных способов решения практических задач разработаны алгоритмы обработки термограмм, которые используются в автоматизированной системе "ПРАЙМ", созданной в БашГУ на основе сформулированных в работе требований к автоматизированным системам и предложенной концепции многоуровневой обработки данных ГИС. Результаты исследований вошли в блок проблемно-ориентированных программ, базу знаний экспертной системы, геофизический калькулятор автоматизированной системы "ПРАЙМ". В настоящее время эта система проходит опытно - промышленное опробование на предприятиях "Башнефтегеофизика", "Татнефтегеофизика", "Сургутнефтегеофизика" и в НПФ "Геофизика".
Объем геофизических исследований по АНК "Башнефть" в 1994 году по категориям скважин составил: освоение - 353 скважины; добывающие - 1058 скважин; КРС - 1546 скважин. Соответственно по некоторым геофизическим методам: термометрия - 1783 исследований; ГД- 348; ГГП -455; АШ - 31. Как уже отмечалось выше, термометрия имеет наибольший объем применения. Экономический эффект от решения задач диагностики состояния нефтяных
24
скважин термометрическим методом составляет 1,3 тыс.рублей на скважину (в ценах 1990 года).
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Опытно-методические работы, теоретические исследования, обобщение и анализ данных производственных температурных измерений в скважинах при их заканчивании, эксплуатации и ремонте позволили автору разработать термические методы диагностики нефтяных пластов и скважин.
Основные результаты диссертационной работы следующие:
1. Разработан метод ранней температурной диагностики состояния скважин непосредственно после перфорации:
- изучены особенности образования тепловых аномалий после перфорации колонны, проанализирована роль основных процессов,определяющих величину и форму таких аномалий;
- установлены закономерности формирования аномалий и обоснованы возможности геофизического сопровождения процесса перфорации, позволяющего оценивать характер гидродинамической связи вскрываемого пласта со скважиной, выявлять наличие заколонного движения жидкости и т.д.
2. Исследованы особенности компрессорного освоения, влияющие на тепловое поле в стволе скважины:
- немонотонность изменения давления в скважине;
- кратковременность процесса освоения;
- нестационарность процессов в скважине;
- возможность проявления гравитационной конвекции в зумпфе и т.д.
С учетом этих особенностей разработаны и внедрены новые способы температурной диагностики скважииы, поэволящие выявлять заколонные перетоки жидкости и нарушения герметичности колонны в зумпфе и в интервалах выше перфорированных пластов. Предложена методика обработки термограмм, позволяющая оценивать дебит жидкости, перетекающей за колонной.
3. Экспериментами установлено, что после пуска скважины, отдающей нефть и воду, аномалия калориметрического смешивания против работающего пласта носит инверсионный характер. Расчетами показано влияние на такой
30
характер аномалии различия коэффициентов подвижности нефти и воды. На основании установленных закономерностей разработан способ выделения нефтеводопритоков в скважину.
4. Теоретически и экспериментально изучены основные факторы, определяющие тепловое поле внутри НКТ скважины, эксплуатирующейся ЭЦН, после пуска, остановки и в процессе ее работы:
- предложены методика определения положения динамического уровня и нефтеводораздела в межтрубном пространстве по температурным измерениям внутри НКТ в процессе работы скважины, и методика диагностики технического состояния насосно-подъемного оборудования;
- показана возможность оценки продуктивности работающего пласта по изменениям температуры в НКТ над насосом и диагностики состояния продуктивной части скважины по послеэксплуатационным тепловым аномалиям в пласте и скважине.
5. На основании скважинных иследований и математического моделирования изучены особенности температурного поля в пласте и скважине с многофазными потоками при P,.s < Р„«:
- показано, что наряду с эффектом дросселирования на величину тепловой аномалии эксплуатируемого плата оказывает влияние эффект разгазирования нефти, выявлена область неинформативности термометрии, связанная с существованием инверсного газового фактора;
- разработан способ выделения нефтеносных и водоносных (независимо от минерализации) пласгов, основанный на различии газосодержания пластовых нефтен и вод.
6. Выделены диагностические признаки и параметры, определение которых возможно поданным термометрии:
обоснована возможность восстановления геотермического распределения на старых разрабатываемых площадях, предложены способы обработки термограмм, зарегистрированных в простаивающих скважинах;
- разработаны экспериментальная установка и методика определения адиабатического коэффициента и коэффициента Джоуля-Томсона, измерены значения коэффициентов для пластовых вод и нефтей ряда месторождений;
- установлено влияние "э!}>фекта немгновенности" на термограммы, регистрируемые при освоении скважины, предложены способы оценки асхода жидкости в скважине, основанные на использовании данного эффекта;
31
- предложен подход для оценки дебита перетекающей за колонной жидкости на основе моделирования термодинамических процессов, обуславливающих распределение температуры в скважине при заколонных перетоках;
-разработан способ оценки давления насыщения нефти газом, основанный на одновременной регистрации давления и температуры при изменении забойного давления в скважине.
7. Сформулированы требования к автоматизированной системе для диагностики состояния скважин и пластов; предложена концепция построения системы на основе многоуровневого подхода к интерпретации данных ГИС.
Всего по теме диссертации опубликовано 88 работ. Основное содержание отражено в следующих публикациях.
Монография
1.Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш. Термические исследования при компрессорном освоении нефтяных скважин. Уфа: Изд-во Башк.госуд.ун-та, 1992,- 168 с.
Научные статьи
2. Валиуллин P.A., Дорофеев B.C., Первушина H.A. Опыт применения термометрии для обнаружения затрубной циркуляции в процессе эксплуатации насосных скважин //Нефтепромысловое дело. - 1979. - J6 6 - с.36-38.
3. Валиуллин P.A., Дорофеев B.C., Самарцева В.П. Исследование технического состояния обсадной колонны методом высокочувствительной термометрии //Нефтяное хозяйство. - 1979. - № 9. - с.54-56.
4. Валиуллин P.A., Пацков Л.Л., Ершов A.M., Осипов A.M. Применение высокочувствительной термометрии для решения задач капитального ремонта скважин //Нсфтепросысловое дело. - 1982.-№ 2,-с.15-19.
5. Рамазанов А.Ш., Валиуллин P.A., Филиппов А.И. Выявление заколонной циркуляции жидкости в начальной стадии эксплуатации скважин //Нефтяное хозяйство. - 1982. - № 4. - с.39-42.
6. Валиуллин P.A. Некоторые вопросы теории температурного поля в скважине при перетоках жидкости за колонной /Башк. госуд. ун-т. - Уфа, 1982. -
32 с. - Деп.во ВНИИОЭНГ 20.04.83, № 1000.
7. Валиуллин P.A. Исследование температурного поля в скважине при наличии конвективного переноса тепла за колонной //Физико-химическая гидродинамика: Межвузовский сборник. - Уфа; Башк.госуд.ун-т, 1983. - с.89-95.
8. Валиуллин P.A., Пшеничнюк А.И. Изучение влияния геометрии потока жидкости за колонной на характер формирования температурного поля в зумпфе скважины //Совершенствование методов нефтепромысловой геофизики: труды ВНИИНПГ. - Уфа. - 1984. - вып.14,-с.77-85.
9. Дворкин И.Л., Валиуллин P.A., Булгаков Р.Б. и др. Термические способы исследования сквважины в процессе их освоения, опробования и капитального ремонта //Нефтяноехозяйство. - 1986. - №6.-с. 15-18.
10. Валиуллин P.A., Афанасьев B.C., Антонов К.В., Сайтов Г.С. Уточнение характера насыщенности пластов при компрессорном опробовании разведочных скважин по результатам термических исследований //Нефтепромысловое дело. - 1986. - № 8, - с.1-7.
11. Валиуллин P.A., Лежанкин С.И., Антонов К.В. Изучение технического состояния обсадной колонны при опробовании скважин //Нефтяное хозяйство. -
1987.-№ 10. - с.22-24.
12. Валиуллин P.A., Дворкнн И.Л., Антонов К.В., Осипов A.M. Повышение эффективности испытания разведочных скважин //ЭИ.Сер.техника и технология бурения скважин. М.".ВНИИОЭНГ. - 1988. - вып.З. - с.22-25.
13. Валиуллин P.A. Термические исследования в процессе компрессорного освоения и опробования скважин //Нефтяное хозяйство. -
1988. -J6 4. -с.25-28.
14. Валиуллин P.A., Антонов К.В., Буевич A.C. Возможности использования термометрии для контроля- за вскрытием пластов //ЭИ. Сер.техника и технология бурения скважин. М.'.ВНИИОЭНГ. - 1988. - вып. 10 -с.20-24.
15. Валиуллин P.A., Федотов В.Я., Яруллин Р.К., Игнатьев В.М., Ершов A.M., Пацков Л.Л. Термические исследования скважин, эксплуатируемых погружными электроцентробежными насосами//Нефтяное хозяйство. - 1989. -№ 5. - с.46-49.
16. Салагаев В.Б., Валиуллин P.A., Булгаков Р.Т. Математическое моделирование температурного поля в скважине при заданной геометрии перетока жидкости за колонной //Инженерно-физический журнал. - 1990.-т.58 - № I. -с.153.
17. Валиуллин Р.А.. 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. 33 - 38.
18. Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф., Сорокина В.А., Ярославцева JI.A. Особенности термометрии при выделении нефтяных пластов эксплуатирующихся при забойном давлении ниже давления насыщения //Нефтяное хозяйство. - 1991. - №6. - с.33-36.
19. Салагаев В.Б., Валиуллин Р.А., Булгаков Р.Т. Физико-математическое моделирование и его приложение для совершенствования методики термометрии скважин //Башк.госуд.ун-т. - Уфа. - 1992. - 84 с. - Деп. в ВИНИТИ 19.03.92. № 946.
20. Valiullin R.A., Ramazanov A.Sh., and Sharafutdinov R.F. Barothermal effect in three-phase flow through a porous medium with phase transitions. II Fluid Dynamics, Vol.29, No. 6, 1994.
21. Дворкин И.Л., Валиуллин P.A., Назаров В.Ф., Булгаков Р.Б. О влиянии размеров зоны разогрева эксплуатируемых пластов на распределение температуры в зумпфах нефтедобывающих скважин //Прикладная физика и геофизика:Межвузовсхий сборник. - Уфа. - Башк.госуд.унив-т. - 199S. с.35-38.
22. Орлинский Б.М., Валиуллин Р.А. Геофизические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений //Каротажник: Вестник АИС. - Тверь. -1996. - № 20. - с.44-60.
23. Рябов Б.М., Валиуллин Р.А., Асмоловский B.C., Адиев Я.Р. Промыслово-геофизические исследования для решения задач капитального ремонта скважин II НТВ Каротажник, Тверь, 1996, № 23. - с. 10-20.
24. Valiullin R.A., Remeyev I.S., Ramazanov A.S., Antonov K.V. The system of automated geophysical well investigation data processing when controlling oil field development //Transactions of '96 International Symposium on Well Logging Techniques for Oilfield Development under Waterflooding, Petroleum Industry Press, Beijing, 1996, c. 640-653.
Изобретения
25. A.C. 817232 СССР. Способ определения заколонного движения жидкости в действующей скважине /И.Л.Дворкин, Р.А.Валиуллин, А.И.Филиппов и др.-Опубл.ЗО.ОЗ.81. Бюл. №12.
26. A.C. 924449 СССР. Способ контроля технического состояния скважины /А.С.Буевич, Р.А.Валиуллин, А.Ш.Рамазанов, А.П.Филиппов. - Опубл.30.04.82. Бюл. № 16.
27. А.С.933964 СССР. Способ определения характера движения жидкости за обсадной колонной /Р.А.Валиуллин, А.С.Буевич, А.И.Филиппов и др. -Опубл.07.06.82. Бюл. № 21.
28. А.С.953196 СССР. Способ исследования нефтяных скважин /А.С.Буевич, Р.А.Валиуллин, А.И.Филиппов. - 0публ.23.08.82. Бюл. № 31.
29. A.C. 1055865 СССР. Способ исследования действующих нефтяных скважин /А.Ш.Рамазанов, Л.Л.Пацков, А.И.Филиппов, Р.А.Валиуллин -Опубл.23.11.83. Бюл. № 43.
30. A.C. 1104249 СССР. Способ определения негерметичности заколонното пространства скважины /И.Л.Дворкин, Г.А.Халиков, Л.Л.Пацков, А.И.Филиппов, Р.А.Валиуллин и др. - 0публ.23.07.84. Бюл. № 27.
31. А.С.1160013 СССР. Способ исследования технического состояния скважины /Р.А.Валиуллин, А.Ш., Рамазанов, А.С.Буевич и др. - 0публ.07.06.85. Бюл. № 21.
32. A.C. 1160020 СССР. Способ определения характера обводнения нефтяной скважины /Р.А.Валиуллин, И.Л.Дворкин, А.И.Пшеничнюк и др.-0публ.07.06.85. Бюл. № 21.
33. А.С.1182161 СССР. Способ определения заколонного движения жидкости в добывающей скважине /И.Л.Дворкин, Р.А.Валиуллин, Г.А.Закусило и др.- 0лубл.30.09.85. Бюл. 36.
34. A.C. 1254145 СССР. Способ определения расхода жидкости в скважине /Р.А.Валиуллин, Р.Б.Булгаков, - 0публ.30.08.86. Бюл. № 32.
35. A.C. 1305321 СССР. Способ определения вертикального движения жидкости в скважине /Р.А.Валиуллин, В.Я.Федотов, А.Ф.Шакиров и др.-Опубл.23.04.87. Бюл. № 15.
36. A.C. 1323916 СССР. Способ определения характера насыщенности пласта /Р.А.Валиуллин, А.Ш.Рамазанов,Р.Т.Булгдков и др. - Опубл. 15.07.87. Бюл. № 26.
37. A.C. 1346776 СССР. Способ выделения обводненных коллекторов в нефтяной скважине /Р.А.Валиуллин, А.Ш.Рамазанов, В.Я.Федотов и др. - Опубл. 23.10.87. Бюл. №39.
38. A.C. 1362819 СССР. Способ определения расхода жидкости в скважине /Р.А.Валиуллин, А.И.Пшеничнкж, Р.К.Яруллин, Н.К.Юнусов. -Опубл.30.12.87. Бюл. № 48.
39. A.C. J 364706 СССР. Способ термометрических исследований скважин /Р.А.Валиуллин, А.Ш.Рамазанов, А.И.Филиппов и др. -0публ.07.01.88. Бюл. №1.
40. A.C. 1476119 СССР. Способ определения интервалов заколонного движения жидкости в скважине /В.Ф.Назаров, Р.Ф.Шарафутдинов, Р.А.Валиуллин и др. - Опубл. 30.04.89. Бюл. № 16.
41. A.C. 1506097 СССР. Способ контроля технического состояния подземного оборудования скважин /Р.А.Валиуллин, В.Я.Федотов, Р.К.Яруллин и др. - Опубл. 07.09.89. Бюл. № 33.
42. A.C. 1686147 СССР. Способ исследованиях нефтяных скважин Р.А.Валиуллин, Р.Т.Булгаков, Р.К.Яруллин, М.Г.Усманов -Опубл. 23.10.91. Бюл. №39.
43. A.C. 1737108 СССР. Способ определения заколонного движения жидкости при освоении скважины /Р.А.Валиуллин, Р.Т.Булгаков, ВЛ.Федотов, Р.К.Яруллин. - Опубл. 30.05.92. Бюл. № 20.
44. A.C. 1744244 СССР. Способ вскрытия и освоения скважин /Р.А.Валиуллин, К.В.Антонов, Б.З.Кабиров и др. - Опубл. 30.06.92. Бюл. № 24.
45. A.C. 1776780. Способ исследования продуктивных шйстов /Р.А.Валиуллин, А.Ш.Рамазанов, Р.Ф.Шарафутдинов и др. - Опубл. 23.11.92. Бюл. № 43.
46. A.C. 1788225 СССР. Способ выделения нефтеносных и обводненных пластов в действующей скважине /Р.А.Валиуллин, Р.Ф.Шарафутдинов, А.Ш.Рамазанов и др. - Опубл.15.01.93.Бюл. №2.
Методические разработки
47. Применение термометрии для определения движения жидкости за обсадной колонной нефтяной скважины. - Руководство по методике исследований и интерпретации. - Уфа. - БашГУ, 1982, (совместно с Буевичем A.C.).
48. Термические исследования при компрессорном освоении и опробовании нефтяных скважин. - Руководство по методике исследований и интерпретации. -Уфа.-БашГУ, 1983.
49. Термические исследования скважин. Рекомендации по методике исследований и интерпретации. - Уфа -БашГУ, 1989, 170 с. (Совместно с Назаровым В.Ф., Яруллиным Р.К. и др.).
50. Применение термометрии и шумометрии а скважинах с электроцентробежными насосами. Руководство по методике исследований и интерпретации. - Уфа - БашГУ, 1989, 37 с. (Совместно с Яруллиным Р.К.).
51. Руководство по методике исследований и интерпретации данных геофизических исследований действующих скважин. (На примере Талинского месторождения). - Уфа - Нягань, - БашГУ, 1992, 80 с. (Совместно с Назаровым В.Ф.).
Соискатель
Валиуллин Р.А.
Содержание диссертации, доктора технических наук, Валиуллин, Рим Абдуллович
введение состояние контроля разработки нефтяных месторождений геофизическими методами
1.1. Основные направления геофизического контроля за разработкой нефтяных месторождений .М
1.1.1. Изучение процессов выработки запасов залежей нефти .J
1.1.2. Контроль эффективности применения различных методов повышения коэффициента нефтеизвлечения
1.1.3. Диагностика состояния нефтяных пластов и скважин .J
1.2. Задачи диагностики нефтяных скважин и применяемые для их решения геофизические методы, состояние методического обеспечения
1.2.1. Геофизические методы, применяемые для диагностики, и место термометрии в этом комплексе методов
1.2.2. Методико-интерпретационное обеспечение геофизической диагностики скважин и пластов
1.3. Особенности решения задач диагностики методом термометрии исходя из состояния скважины и условий измерений
1.4. Выводы
2. термогидродинамические процессы, определяющие информацию о пласте и скважине
2.1. Дроссельный эффект
2.2. Эффект адиабатического расширения и сжатия
2.3. Баротермический эффект в нефтяном пласте
2.4. Тепловое поле с учетом предварительного поглощения жидкости пластом
2.5. Температурные эффекты при притоке из пласта газированной нефти
2.5.1. Установившееся температурное поле
2.5.2. Баротермический эффект при трехфазной фильтрации с фазовыми переходами
2.6. Эффект калориметрического смешивания в интервалах притока
2.7. Выводы
3. температурное поле в стволе скважины
3.1. Простаивающие скважины
3.1.1. Скважины, простаивающие длительное время
3.1.2. Скважины в ожидании освоения и опробования
3.1.3. Тепловое поле в скважине после перфорации
3.2. В режиме нагнетания жидкости
3.3. В режиме отбора жидкости
3.3.1. При освоении скважины
3.3.2. Температурное поле в ЭЦН скважине после ее пуска
3.4. Вклад различных факторов в распределение температуры в зумпфе скважины
3.4.1. Адиабатический эффект
3.4.2. Теплоотдача от работающего пласта
3.4.3. Естественная тепловая конвекция
3.5. Эффект немгновенности регистрации
3.6. Температурные аномалии в интервале насосно-компрессорных труб
3.6.1. В скважине с ЭЦН
3.6.2. Температурные аномалии вблизи приема (низа) насосно-компрессорных труб
3.7. Температурное поле в скважине после ее остановки
3.8. Выводы .]
4. технология термических исследований скважин
4.1. Методика исследований скважин
4.1.1. Выбор интервала исследований
4.1.2. Выбор скорости регистрации термограмм
4.1.3. Регламентирование измерений в скважине
4.1.4. Оформление и оценка качества зарегистрированных термограмм
4.2. Основные положения интерпретации результатов термометрии
4.2.1. Диагностика пластов, вскрытых перфорацией
4.2.2. Диагностика технического состояния скважины
4.2.3. Диагностика состояния насосно-подъемного оборудования
4.3. Автоматизированная система для обработки результатов геофизических исследований с целью диагностики состояния скважин и пластов
4.3.1. Требования к автоматизированной системе обработки данных
4.3.2. Состав и структура интерпретационного модуля автоматизированной системы
4.4. Выводы
5. практическая реализация технических решений по температурной диагностике нефтяных пластов и скважин
5.1. Исследование перфорированных пластов
5.2. Изучение технического состояния скважин
5.3. Контроль работы глубиннонасосного оборудования
5.4. Геофизические исследования при капитальном ремонте скважин
5.5. Опытно-промышленное внедрение технических решений для температурной диагностики состояния нефтяных пластов и скважин.
5.6. Выводы
Введение Диссертация по геологии, на тему "Термические методы диагностики нефтяных пластов и скважин"
Минерально-сырьевая база является в настоящее время основой экономики России. В ее структуре преобладают топливно-энергетические ресурсы, которые составляют более 60% экспорта и обеспечивают основные валютные поступления страны. Но добыча важнейших полезных ископаемых в России в последние годы неуклонно снижается и самое существенное снижение добычи на 33% в 1995 году по сравнению с 1991 годом отмечено для нефти. Столь стремительное сокращение объемов добычи нефти может быть объяснено несколькими причинами:- значительной выработанностъю запасов наиболее крупных месторождений, обеспечивающих большую часть добычи, например, выработанность запасов Самотлорского месторождения составляет 64%, Федоровского - 60%, Мамонтовского - 74%, Арлана - 79%, Ромашкинского - 85%, Туймазинского - 90% С191];- уленьшениел разлеров открываемых месторождений в легко доступных регионах и прирост разведанных в них запасов нефти; так прирост запасов в 1994-1995 годах не компенсировал даже сокращенный уровень добычи нефти;- высокой степенью обводненности добываемой продукции, например, в АНК "Башнефть" по состоянию на 01.01.96г. разрабатывается 137 месторождений, при этом текущая обводненность добываемой нефти превышает 93%, а с обводненностью выше 90% работает около 60% действующих скважин [511;возрастанием фонда просгюивающих скважин, что обусловленно чаще всего полным преждевременным обводнением продукции и снижением дебита нефти ниже рентабельного уровня; на месторождениях России фонд простаивающих скважин составляет порядка 35 тысяч и постоянно возрастает.
Практика показывает, что снижение темпов падения добычи может быть достигнуто за счет оперативного и качественного ввода в эксплуатацию скважин, находящихся в капитальном ремонте и выходящих из бурения, и за счет рациональной разработки старых и вновь вводимых в разработку нефтяных месторождений. Для выполнения этого требуется своевременная и достоверная диагностиканефтяных пластов и скважин на этапах их заканчивания, эксплуатации и ремонта.
Дшгностиш - это изучение признаков и оценка параметров, характеризующих состояние пластов и скважин. Задачами диагностики являются: определение эксплуатационных характеристик продуктивного пласта, контроль технического состояния скважин, контроль за работой насосно-подъемного обрудования. Эффективное решение задач диагностики позволяет сократить сроки ввода скважин в эксплуатацию, потери извлекаемых запасов, обеспечивает' успешность ремонтно-изоляционных работ и охрану недр. Опыт показывает - наиболее эффективно эти задачи могут быть решены путем проведения геофизической диагностики. При этом во все периоды "жизни" скважины одним из наиболее информативных и оперативных методов диагностики является тюрлолетуия.
Многообразие категорий и режимов работы скважин, в которых осуществляются термометрические исследования, зависимость показаний термометрии от условий измерений и большого числа процессов, происходящих в пласте и скважине при перфорации, освоении, эксплуатации и ремонте, не позволяют рассчитывать на универсальную единую методику исследований и интерпретации данных термометрии. Игнорирование же изложенных особенностей на практике приводит к тому, что не полностью используются потенциальные возможности метода, а достоверность получаемых результатов часто не удовлетворяет запросы заинтересованных заказчиков. Между тем анализ показывает, что наибольший объем измерений для диагностики состояния скважин и пластов приходится на термометрию.
Исследованиями установлено, что существует реальная возможность обеспечения высокой достоверности результатов термометрии на базе дифференцированного подхода к методике исследований и интерпретации, основанного на учете особенностей метода при диагностике скважин в конкретных ситуациях. Учитывая это, становится понятным, что разработка термических методов диагностики состояния пластов и скважин при их заканчивают эксплуатации и капитальном ремонте является актуальной научно-технической проблемой, имеющей важное народнохозяйственное значение в общегосударственном плане развития нефтяной промышленности для (обеспечения снижения и последующей) стабилизации падения добычи нефти. Практическая реализация научно-обоснованных технических и технологических решений для температурной диагностики пластов и скважин обеспечит значительный вклад в ускорение научно-технического прогресса.
Возможность и перспективность использования температурных измерений в скважинах для решения задач диагностики впервые была доказана еще в начале двадцатого столетия Д.В.Голубятниковым. Однако широкому практическому использованию термометрии предшествовали работы по созданию дистанционных термометров с высокой разрешающей способностью и разработка теоретических основ термодинамических процессов, происходящих в пласте и скважине при ее эксплуатации.
В 1930-х годах разрабатываются первые дистанционные электрические термометры. Появляется возможность непрерывной записи термограмм. Это приводит к возрастанию объемов применения термометрии при диагностике скважин в процессе цементирования, длительное время простаивающих и действующих газовых скважин. При этом используются как стационарные, так и нестационарные температурные поля наблюдающиеся в пласте и скважине. По результатам этих работ в 1952 году выходит обобщающая монография В.Н.Дахнова и Д.И.Дьяконова [112]. Но использование разработанных термометров с низкой разрешающей способностью сдерживало дальнейшее развитие и использование метода.
В 1960-х года в результате теоретических исследований Н.Н.Непримерова, Э.Б.Чекалюка, Л.З.Позина [155,164,218] и др. разрабатывается новое направление в температурной диагностике состояния пластов и скважин, отличающееся используемыми термодинамическими эффектами, для регистрации которых в конце 60-х и начале 70-х годов были разработаны термометры с высокой разрешающей Способностью (Сахаров, Дубина, Бочаров). В этот же период в Западной Сибири выполняются первые опытно-методические работы по использованию малых термодинамических эффектов для решения задач диагностики в нефтяных фонтанирующих скважинах (Я.Н.Васин, А.Г.Степанов, Б.М.Бикбулатов, Г.А.Закусило, В.Н.Расторгуев) [37,38,110,111,121,185]. Затем этот опыт был перенесен в Татарию (А.Г.Корженевский, В.Ф.Кондрашкин и др.) [121,211,217]и в 70-х годах в Башкирию для исследования глубинно-насосных скважин (И.Л.Дворкин, А.С.Буевич, Ю.Н.Кухаренко, А.И.Филиппов). [44,101,102,104,113,202]. Фактически с этого периода начинается развитие, так называемой высокочувствительной термометрии. В 1978 году в промышленности появляется малогабаритный термометр СТЛ-28 (А.С.Буевич, И.Л.Дворкин и др.). В конце 70-х и начале 80-х годов наблюдается совершенствование теории и методики температурной диагностики^ основанной на использовании неустановившихся тепловых полях (Г.А.Череменский, В.Н.Широков, Р.А.Резванов, М.И.Кременецкий, В.Е.Чемоданов, А.Л.Поляченко, Т.Е.Гаврина, А.И.Марков) [95,225,224,226,228,165,145,146].
В середине 80-х годов получает развитие в теоретическом и методическом плане температурная диагностика скважин при их освоении и опробовании после бурения и капитального ремонта, основанная на использовании переходных режимов работы скважин (И.Л.Дворкин, А.И.Филиппов, А.Ш.Рамазанов, Р.А.Валиуллин) [12, 170,60,61,205].
Развитие термометрии в России осуществлялось в рамках нескольких научных групп, находящихся в МИНХ и ГП (ГАНГ), КГУ, ВНИЯГГ, БашГУ, ВНИИНефть и опытно-методических (тематических) партий в регионах.
Из зарубежных исследователей определенный вклад в развитие теории и методики термометрии внесли Бэд М., Смит Р., Мэрфи X. и др.С 235,236,240,246,247].
Таким образом, к началу работ по теле (конец 70-х начало 80-х годов) были разработаны основы теории и методики термометрии для диагностики пластов и скважин с установившимся и медленно меняющимся температурным полем в фонтанных и глубиннонасосных (ШГН) скважинах при одно и двухфазных (нефть, вода) потоках.
Однако реальные условия измерений, при которых должна осуществляться диагностика, характеризуются быстроменяющимися переходными процессами в пласте и скважине, кратковременностью работы скважины и воздействия на скважину, многофазными (нефть, газ, вода) потоками, большой обводненностью продукции, совместной эксплуатацией (через одну скважину) нескольких объектов при различии пластовых давлений в них, проявлением в скважинеестественной тепловой конвекции, низкими дебитамии пластов. Учитывая это, на практике возникла реальная необходимость в совершенствовании существующих и разработке новых способов температурной диагностики состояния пластов и скважин при их заканчивании (перфорация и освоение), эксплуатации (различные способы добычи), ремонте. Особенностью решения данной проблемы, кроме всего прочего, была необходимость создания методик термических исследований, которые бы вписывались в используемые на скважинах буровыми и добывающими предприятиями технологические процессы, операции вне зависимости от геофизических предприятий. Это было важно на момент постановки проблемы и это важно сегодня, поскольку такой подход связан с экономией затрат средств и времени на дополнительные работы при геофизических исследованиях.
В связи с этим целью данной работы является - повышение информативности геофизических исследований скважин при их заканчивании, эксплуатации и ремонте путем совершенствования существующих и создания новых научно-обоснованных методов температурной диагностики нефтяных пластов и скважин.
В соответствии с поставленной целью при выполнении диссертационной работы решались следующие основные задачи:1. Анализ современного уровня эффективности методов геофизической диагностики и оценка роли и места термометрии в комплексе этих методов; определение основных направлений эффективного ее применения для диагностики состояния скважин и пластов.
2. Теоретическое и экспериментальное изучение вклада различных термодинамических процессов в тепловые поля в скважинах при ее заканчивании, эксплуатации и ремонте:- определение и оценка основных факторов обуславливающих тепловое поле после перфорации колонны, и разработка методов диагностики скважин в этот период;- выяснение и анализ роли физических процессов, формирующих переходные тепловые поля при освоении и опробовании скважины, определение возможностей и ограничений метода при диагностике скважин, выходящих из бурения и находящихся в капитальном ремонте;- определение возможностей термометрии при исследовании скважин оборудованных ЭЦН, определение задач и разработка способов их решения термометрией.
3. Изучение особенностей тепловых полей в пласте и скважине при условии эксплуатации при Рда(5 <Рнас и создание способов диагностики обводненных пластов при многофазных (нефть, газ, вода) потоках в скважине.
4. Разработка основ автоматизированной оперативной интерпретации материалов ГИС при диагностике пластов и скважин с учетом особенностей при их освоении, опробовании и эксплуатации с выдачей заключений непосредственно на скважине.
5. Обеспечение опытно-промышленного опробования и практической реализации в народном хозяйстве научно-обоснованных технических и технологических решений для температурной диагностики пластов и скважин.
Работа состоит из введения, пяти глав и заключения. В конце приведен список использованной литературы.
Базовой основой диссертации являются 52 опубликованные научные работы и 26 авторских свидетельств на изобретения. Материалы диссертации содержатся в монографии и отражены в научных отчетах, переданных с 1980 по 1995 гг. в фонды БашГУ, БНГФ, КрасноленинскНГФ, ЕАГО и др.).
В диссертации представлены результаты исследований, выполненных в период с 1977 по 1996 гг. на специализации "Геофизика" Башгосуниверситета лично автором, под его руководством и при непосредственном участии, что отражено в совместных научных статьях и изобретениях.
Постановка данного направления исследований была осуществлена И.Л.Дворкиным. Получение приведенных в работе резульатов было бы невозможно без большой квалифицированной помощи в различное время в выполнении исследований, опробовании и внедрении технологий сотрудников специализации "Геофизика" Буевича А.С., Филиппова А.И., Рамазанова А.Ш., Шарафутдинова Р.Ф., Яруллина Р.К., Федотова В.Я., Булгакова Р.Т., Ремеева И.О., Назарова В.Ф., Сороканя В.Ю., Пшеничника А.И., Пацкова Л.Л., Сафаровой Г.К., Иламановой И.Т., Булгаковой Г.Т. и Салагаева В.Б. Большое положительное влияние на формированиедиссертационной работы оказали дискуссии и творческие контакты автора с Р.А.Резвановым, Б.М.Орлинским, Ф.Л.Саяховым,, Г. А.Хали-ковым, Р.Н.Гимаевым, Р.Б.Булгаковым, К.В.Антоновым, Р.Т.Хаматди-новым, Г.А.Белышевым, Б.М.Рябовым, А.Ф.Шакировым, В.Н.Моисеевым, Б.И.Кирпиченко, Р.А.Шакировым и др. Внедрение метода в практику промысловых исследований было бы невозможно без помощи Юнусова Н.К., Адиева Я.Р., Бубеева А.В., Шилова А.А., Рафикова З.Ш., Ихиятдинова Т.З., Усманова М.Г., Осипова A.M., Гайнуллина К.Х., Асмоловского B.C., Поздеева Ж.А., Сорокиной В.А., Зудилина Н.Н., Голубцова Н.М., Расторгуева В.Н., Бикбулатова Б.М., Коновалова В.А., Ахметова К.Р., и др. Автор выражает глубокую благодарность этим ученым и производственникам, а также многим другим специалистам научных и производственных организаций, с которыми он был счастлив сотрудничать в ходе работы. Автор признателен также сотрудникам специализации "Геофизика" БашГУ Вахитовой Г.Р., Павленко И.М. и Ильясовой Р.Х. за оказание помощи в оформлении работы.
По теме диссертации под руководством автора подготовили и защитили кандидатские диссертации К.В.Антонов и Р.Т.Булгаков.
Заключение Диссертация по теме "Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых", Валиуллин, Рим Абдуллович
Основные результаты диссертационной работы следующие:
1. Разработан метод ранней температурной диагностики состояния скважин непосредственно после перфорации:
- изучены особенности образования тепловых аномалий после перфорации колонны, проанализирована роль основных процессов, определяющих величину и форму таких аномалий;
- установлены закономерности возникающих аномалий и обоснованны возможности геофизического сопровождения процесса несбалансированной перфорации, позволяющего оценивать гидродинамическую связь вскрываемого пласта со скважиной, выявлять наличие заколонного движения жидкости и в комплексе с методом ПС в колонне определять фактические интервалы перфорации.
2. Исследованы особенности компрессорного освоения, влияющие на тепловое поле в стволе скважины: немонотонность изменения давления в скважине; кратковременность процесса освоения; нестационарность процессов в скважине; возможность проявления гравитационной конвекции в зумпфе и т.д.
С учетом этих особенностей разработаны и внедрены новые способы температурной диагностики скважины, позволяющие выявлять заколонные перетоки жидкости и нарушения герметичности колонны в зумпфе и в интервалах выше перфорированных пластов.
3. Экспериментами установлено, что после пуска скважины при притоке из пласта нефти и воды, аномалия калориметрического смешивания против работающего пласта носит инверсионный характер. Расчетами показано влияние на такой характер аномалии различия коэффициентов подвижности нефти и воды. На основании установленных закономерностей разработан способ выделения нефтеводоприто-ков в скважину.
4. Теоретически и экспериментально изучены основные факторы факторы, определящие тепловое поле внутри НКТ скважины, эксплуатирующейся ЭЦН, после пуска, остановки и в процессе ее работы:
- предложены методика определения положения динамического уровня и нефтеводораздела в межтрубном пространстве по температурным измерениям внутри НКТ в процессе работы скважины, и методика диагностики технического состояния насосно-подъемного оборудования ;
- показана возможность оценки продуктивности работающего пласта по измерениям изменения температуры в НКТ над насосом и диагностика состояния продуктивной части скважины по послеэксплуатационным тепловым аномалиям в пласте и скважине.
5. На основании скважинных исследований и математического моделирования установлены особенности температурного поля в пласте и скважине с многофазными потоками при Рза<5< рнас:
- показано, что наряду с эффектом дросселирования на величину тепловой аномалии эксплуатируемого пласта оказывает вклад эффект разгазирования нефти, определена область неинформативности термометрии, связанная с существованием инверсного газового фактора;
- разработан способ выделения нефтеносных и водоносных пластов, основанный на различие газосодержания пластовых нефтей и вод.
6. На основе анализа задач, решаемых термометрией при диагностике состояния пластов и скважин, выделены параметры, которые необходимы для такой диагностики и определение которых возможно по данным термометрии:
- обоснована возможность восстановления геотермического распределения на старых разрабатываемых площадях, предложены способы обработки термограмм, зарегистрированных по стволу простаивающих скважин;
- разработаны экспериментальная установка и методика определения адиабатического коэффициента и коэффициента Джоуля-Томсона, измерены значения коэффициентов для пластовых вод и нефтей ряда месторождений;
- установлено влияние "эффекта немгновенности" на регистрируемые термограммы после пуска скважины, предложены основанные на использовании данного эффекта способы оценки расхода жидкости в скважине в период освоения; ■* - разработана математическая модель, учитывающая взаимосвязь между распределением температуры в стволе скважины и тепловыми процессами в заколонном пространстве с учетом влияния условий измерений и предложен подход к определению количества ! перетекающей за колонной жидкости на основе сопоставления теоретической кривой с реальной термограммой и использования метода прямой-обратной задачи. Опробование методики обработки термограмм на производстве свидетельствует о перспективности такого подхода для конкрентных ситуаций.
7. Сформулированы требования к автоматизированной системе для диагностики состояния скважин и пластов и, предложена концепция построения системы, основанная на многоуровневом подходе к интерпретации данных ГИС. ' В настоящее время технические и технологические решения, разработанные для термической диагностики состояния скважин и * пластов, успешно внедрены и используются в период заканчивания, эксплуатации и при ремонте скважин в основных нефтедобывающих районах РФ.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Опытно-методические работы, теоретические исследования, обобщение и анализ данных производственных температурных измерений в скважинах при их заканчивавши, эксплуатации и ремонте позволили автору разработать термические методы диагностики состояния нефтяных пластов и скважин, имеющие важное народнохозяйственное значение в общегосударственном плане развития нефтяной промышленности для обеспечения снижения и последующей стабилизации темпов падения добычи нефти. .
Библиография Диссертация по геологии, доктора технических наук, Валиуллин, Рим Абдуллович, Тверь
1. А.С. 817232 СССР. Способ определения заколонного движения жидкости в действующейся скважине /И.Л.Дворкин, Р.А.Валиуллин, А.М.Филиппов и др. - Опубл.30.03.81. Бюл.* 12.
2. А. С. 924449 СССР. Способ контроля технического состояния скважины /А.С.Буевич, Р.А.Валиуллин, А.Ш.Рамазанов, А.И.Филиппов. Опубл. 30.04.82. Бюл. * 16.
3. А. С. 933964 СССР. Способ определения характера движения жидкости за обсадной колонной /Р.А.Валиуллин, А.С.Буевич, А.И.Филиппов и др. Опубл.07.06.82. Бюл.* 21.
4. А.С. 953196 СССР. Способ исследования нефтяных скважин /А.С.Буевич, Р.А.Валиуллин, А.И.Филиппов. Опубл. 23.03.82. Бюл. № 31.
5. А.С. 1055865 СССР. Способ исследования действующих" нефтяных скважин /А.Ш.Рамазанов, Л.Л.Пацков, А.И.Филиппов, Р.А.Валиуллин. Опубл. 23.11.83. Бюл. * 43.
6. А.С. II04249 СССР. Способ определения негерметичности заколонного пространства скважины /И.Л.Дворкин, Г.А.Халиков, Л.Л.Пацков, А.И.Филиппов, Р.А.Валиуллин и др. Опубл.23.07.84. Бюл. * 27.
7. А.С. II60013 СССР. Способ исследования технического состояния скважины /Р.А.Валиуллин, А.Ш.Рамазанов, А.С.Буевич и др. Опубл.07.06.85. Бюл. * 21.
8. А. С. II60020 СССР. Способ определения характера обводнения нефтяной скважины /Р.А.Валиуллин, И.Л.Дворкин, А.И.Пшеничнюк и др. Опубл.07.06.85. Бюл. * 21.
9. А.С. II82I6I СССР. Способ определения заколонного движения жидкости в добывающей скважине /И.Л.Дворкин, Р.А.Валиуллин, Г.А.Закусило и др. Опубл. 30.09.85. Бюл. * 36.
10. А.С. I254I45 СССР. Способ определения расхода жидкости в скважине /Р.А.Валиуллин, Р.Б.Булгаков. Опубл. 30.08.86. Бюл. * 32.
11. А.С. I30532I СССР. Способ определения вертикального движения жидкости в скважине /Р.А.Валиуллин, В.Я.Федотов, А.Ф.Шакиров и др. Опубл. 23.04.87. Бюл. * 15.
12. А.С. I3239I6 СССР. Способ определения характера насыщенности пласта /Р.А.Валиуллин, А.Ш.Рамазанов, Р.Т.Булгаков и др. -Опубл. 15.07.87. Бюл. Х> 26.
13. А.С. 1346776 СССР. Способ выделения обводненных коллекторов в нефтяной скважине /Р.А.Валиуллин, А.Ш.Рамазанов, В.Я.Федотов и др. Опубл. 23.10.87. Бюл. Jfe 39.
14. А.С. I3628I9 СССР. Способ определения расхода жидкости в скважине /Р.А.Валиуллин, А.И.Пшеничник, Р.К.Яруллин, Н.К.Юну-сов. Опубл. 30.12.87. Бюл. » 48.
15. А.С.1364706 СССР. Способ термометрических исследований скважин Р.А.Валиуллин, А.Ш.Рамазанов, А.И.Филиппов и др. -Опубл. 07.01.88. Бюл. Jfe I.
16. А.С. I476119 СССР. Способ определения интервалов заколонного движения жидкости в скважине /В.Ф.Назаров, Р.Ф.Шарафутдинов, Р.А.Валиуллин и др. Опубл. 30.04.89. Бюл.1. J6 16.
17. А. С. 1506097 СССР. Способ контроля технического состояния подземного оборудования скважин / Р.А.Валиуллин, В.Я.Федотов, Р.К.Яруллин и др. Опубл. 07.09.89. Бюл. Л 33.
18. А.С. 1555472 СССР. Способ контроля за гидравлическим разрывом пласта /Р.А.Валиуллин, В.Я.Федотов, Р.К.Яруллин и др. -Опубл. 97.04.90. Бюл. & 13.
19. А.С. I686147 СССР. Способ исследования нефтяных скважин Р.А.Валиуллин, Р.Т.Булгаков, Р.К.Яруллин, М.Г.Усманов Опубл.2310.91. Бюл. J§ 39.
20. А.С. 1737108 СССР. Способ определения заколонного движения жидкости при освоении скважины /Р.А.Валиуллин, Р.Т.Булгаков, В.Я.Федотов, Р.К.Яруллин. Опубл. 30.05.92. Бюл. Jfe 20.
21. А.С. 1744244 СССР. Способ вскрытия и освоения скважин /Р.А.Валиуллин, К.В.Антонов, Б.З.Кабиров и др. Опубл.3006.92. Бюл. £ 24.
22. А.С. 1776780. Способ исследования продуктивных пластов /Р.А.Валиуллин, А.Ш.Рамазанов, Р.Ф.Шарафутдинов и др. Опубл. 23.11.92. Бюл. Л 43.
23. А.С. 1788225 СССР. Способ выделения нефтеносных и обводненных пластов в действующей скважине /Р.А.Валиуллин,
24. А.Ш.Рамазанов и др. Опубл. 15.01.93. Бюл. Л 2.
25. Алишаев М.Г., Розенберг М.Д., Теслюк Е.В. Неизо-1-термическая фильтрация при разработке нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1985. 270 с.
26. Антонов К.В. Совершенствование заканчивания скважин рациональным применением полимерных растворов и термометрического контроля операций /Дис.на соиск.уч.ст.канд.техн. наук Уфа 1993.
27. Абасов М.Т., Азимов Э.Х., Кулиев A.M., Мамиев Г.С. А.С. 625027 (СССР). Способ определения давления насыщения нефти газом. Опубл. БИ 35, 1978.
28. Абасов М.Т., Азимов Э.Х., Кулиев A.M., Мамиев Г.С. Определение давления насыщения по изменению коэффициента продуктивности / Нефтяное хозяйство. 1982. - J& 6, с.37-40.
29. Авдонин Н.А., Буйкис А. А. Изменение температуры жидкости при ее движении по стволу скважины / В кн.:Термические методы увеличения нефтеотдачи и геотермология нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1967, с.56-58.
30. Астрахан И.М., Марон В.И. Нестационарный теплообмен при промывке скважины. ЦМТФ, 1969, * I, с.148-150.
31. Абдинов М.А. Исследование влияния температуры среды на процесс выделения тепла цементным раствором при гидратации / Нефтяное хозяйство. 1969.- Jfc 10, с.9-12.
32. Афанасьев А.А. Исследование распределения температуры вдоль ствола бурящейся скважины. Тр.МИНХ и ГП, вып.53, 1965.
33. Асмоловский B.C., Попов A.M. Особенности обводнения скважин Ново-Хазинсколй площади Арланского месторождения / Нефтяное хозяйство. 1970. - Jfc 10, с.28-31.
34. Артышев С.Г., Дунин С.З., Ловецкий Е.Е. О диссипации энергии в дилатирующих и не дила тирующих средах //ПМТФ, 1980, JU.
35. Артышев С.Г., Дунин С.З. Ударные волны в дилатирующих и недилатирующих средах //ПМТФ, 1978, * 4.
36. Бовт А.Н., Николаевский В.Н. Дилатансия и механика подземного взрыва //Итоги науки и техники. Сер.мех.тв.деф.тел. -М.:ВИНИТИ, 1981, т. 14.
37. Бруслов А.Ю. Вторичное вскрытие при депрессии: американский опыт. AGIO oil and cas corporation. 1995.
38. Васин Я.Н., Степанов А.Г., Крупский Л.3. Выявление интервалов обводнения в перфорированном нефтяном пласте методом высокочувствительной термометрии / Нефтегазовая геология и геофизика. 1971. - № 7, с.31-36.
39. Васин Я.Н., Степанов А.Г., Тюкаев Ю.В. и др. Определение затрубной циркуляции методом высокочувствительной термометрии / Нефтяное хозяйство. 1969. - 10, с.30-32.
40. Блажевич В.А., Умрихин Е.Н., Уме тбаев В. Г. Ремонтно-изоляциионные работы при эксплуатации нефтяных месторождений М.: Недра, 1981.- 234 с.
41. Блюменцев A.M., Калистратов Г.А., Лобанков В.М., Цирюльников В. П. Метрологическое обеспечение геофизических исследований скважин. М.:Недра, 1991.
42. Бубеев А.В., Фионов А.И., Бродский П. А. Способ гидродинамических исследований пластов. А.С.I105629. Опубл. 30.07.84. Бюл.Я 28.
43. Буевич А.С., Коршиков Н.С. Тенденция развития аппаратурно-методического обеспечения ГИЭС /Каротажник. 1994. -J* 10,
44. Буевич А.С. Рекомендации по методике геофизического сопровождения аппаратурой АТМ-36 испытаний нефтеразведочных скважин в колонне и интерпретации полученных данных. г.Калинин: ВНИИГИК, 1988.
45. Булгаков Р.Т. Исследование нестационарных температурных полей в зумпфе нефтяных скважин /Дис.на соиск. учен. степ. канд. ф.-м. наук. Уфа, БашГУ, 1993.
46. Буевич А. С. Термические исследования действующих глубиннонасосных скважин через межтрубное пространство /Дис. на соиск. учен.степ.канд.техн.наук. М.: МИНХ и ГП, 1978.
47. Булатов А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1973. 294 с.
48. Бэд М., Фрост Н. Оценка продуктивности пород по данным термометрии скважин /В сб.: Промысловая геофизика. М.: Недра, 1970, с.207-213.
49. Велиев Ф.Г., Ибишов Б.Г., Эседулаев Р. Влияние температуры на показатели разработки нефтяных и газовых месторождений /В сб.: Особенности разработки нефтяных месторождений. Баку,1.81, с.58-64.
50. Виноградов К.В., Розенберг И.Г. О миграции газа через покрышку подземного хранилища / Изв.вузов. Нефть и газ, 1982, Jfe I.
51. Вахитов Г.Г., Гаттенбергер Ю.П., Лутков В.А. Геотермические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1984, с.240.
52. Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х., Лозин Е.В. Особенности геофизического контроля за разработкой нефтяных месторождений Башкортостана в поздней и заключительных стадиях Тверь: Каротажник, J6 23, 1996, с.64-74.
53. Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш. Термические исследования при компрессорном освоении нефтяных скважин. Уфа: Изд-во Башк. госуд.ун-та, 1992. - 168 с.
54. Валиуллин Р.А., Дорофеев B.C., Первушина Н.А. Опыт применения термометрии для обнаружения затрубной циркуляции в процессе эксплуатации насосных скважин /Нефтепромысловое дело, 1979, № 6, с.36-36.
55. Валиуллин Р.А., Дорофеев B.C., Самарцева В. П. Исследование технического состояния обсадной колонны методом высокочувствительной термометрии / Нефтяное хозяйство, 1979,9, с.54-56.
56. Валиуллин Р.А., Пацков Л.Л., Ершов A.M., Осипов A.M. Применение высокочувствительной термометрии для решения задач капитального ремонта скважин /Нефтепромысловое дело, 1982, Jfc 2, с.15-19.
57. Валиуллин Р.А., Буевич А.С., Бровин Б.З. К разработке методики определения заколонной циркуляции по термограмме в зумпфе действующей скважины Уфа: ВНИИНПГ, 1982. - 10 с. -Деп.во ВНИИОЭНГ 14.07.82., J* 935.
58. Валиуллин Р.А. Некоторые вопросы теории температурного поля в скважине при перетоках жидкости за колонной Уфа: Башк.госуд.ун-т, 1982. - 32 с. - Деп. во ВНИИОЭНГ 20.04.83,1. Л 1000.
59. Валиуллин Р.А. Исследование температурного поля в скважине при наличии конвективного переноса тепла за колонной
60. Физико-химическая гидродинамика: Межвузовский сборник. Уфа:
61. Башк.госуд.ун-т, 1983. с.89-95.
62. Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш. К формированию температурного поля в скважине при компрессорном освоении и опробовании //Физико-химическая гидродинамика: Межвузовский сборник. Уфа: Башк.госуд.ун-т, 1985. - с.91-98.
63. Валиуллин Р.А., Афанасьев B.C., Антонов К.В., Сайтов Г.С. Уточнение характера насыщенности пластов при компрессорном опробовании разведочных скважин по результатам термических исследований / Нефтепромысловое дело. 1986. -■* 8. - с. 1-7.
64. Валиуллин Р.А., Рябов Б.М., Труфанов В.В., Орлинский Б.М., Осипов A.M. Исследование скважин капитального ремонта при освоении компрессором // Научно-технический прогресс в нефтепромысловой геофизике: труды ВНИИНПГ. Уфа. - 1987. - вып.17с.96-103.
65. Валиуллин Р.А., Лежанкин С.И., Антонов К.В. Изучение технического состояния обсадной колонны при опробовании скважин /Нефтяное хозяйство. 1987. - * 10. - с.22-24.
66. Валиуллин Р.А., Федотов В.Я., Булгаков Р.Т. К учету адиабатического эффекта в условиях переходных температурных полей //Физико-химическая гидродинамика: Межвузовский сборник. -Уфа: Башк.госуд.унив-т, 1987. с.31-37.
67. Валиуллин Р.А., Дворкин И.Л., Антонов К.В., Осипов A.M.
68. Валиуллин Р.А., Антонов К.В., Буевич А.С. Возможности использования термометрии для контроля за вскрытием пластов //ЭИ. Сер.техника и технология бурения скважин. М.:ВНИИОЭНГ. -1988. вып.10 - с.20-24.
69. Валиуллин Р.А., Федотов В.Я., Яруллин Р.К., Игнатьев В.М., Ершов A.M., Пацков JI.JI. Термические исследования скважин, эксплуатируемых погружными электроцентробежными насосами /Нефтяное хозяйство. 1989. - 5. - с.46-49.
70. Валиуллин Р.А., Болдырев В. Д. Экспериментальное изучение адиабатического эффекта в пластовых жидкостях //Физико-химическая гидродинамика: Межвузовский сборник. Уфа: Башк.госуд.унив-т. - 1989. - с.84-89.
71. Валиуллин Р.А. Разработка методики исследований иинтерпретации данных термометрии при компрессорном освоении и опробовании нефтяных скважин /Дисс. на соиск. учен. степ. канд. техн.наук. Москва, 1987.
72. Валиуллин Р.А., 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. Л 4. -с.21-25.
73. Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш. Особенности термометрии нефтяных скважин при выделении газа в пласте //Геофизическиеч исследования в нефтяных скважинах: труды ВНИИНПГ. Уфа. - 1990.- вып.20.
74. Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф.,
75. Сорокина В.А., Ярославцева Л.А. Особенности термометрии при выделении нефтяных пластов эксплуатирующихся при забойном давлении ниже давления насыщения /Нефтяное хозяйство. 1991* -Jfc 6. - с.33-36.t
76. Валиуллин Р.А., Булгаков Р.Т., Рамазанов А.Ш., Яруллин Р. К. Исследование динамических погрешностей в скважинной термометрии /Уфа: Башк.госуд.ун-т.- 1991. 31 с. - Деп. в ВИНИТИ 19.02.91. * 823.
77. Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш., Ремеев И.С. Система информационного обеспечения промысловых ГИС "ПРАЙМ" //Вычислительные средства регистрации и интерпретации геофизических исследований скважин: Тез.докл.Всерос.научн.конф.-Уфа. 1992. - с.16-17.
78. Валиуллин Р.А., Ремеев И.С., Рамазанов А.Ш. и др. Элементы технологической схемы системы "ПРАЙМ" //Вычислительные средства регистрации и интерпретации геофизических исследований скважин: Тез.докл.Всерос.научн.конф. Уфа. - 1992. - с.18.
79. Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф.а Баротермический эффект при трехфазной фильтрации с фазовымипереходами //Механика жидкости и газа. 1994. - * 6 - с.
80. Валиуллин Р.А., Топтыгин С. П. Экспериментальное исследование электрических потенциалов в металлической колонне //Физико-химическая гидродинамика:Межвузовский сборник. Уфа: Башк.госуд.унив-т. - 1995. - с.7-12.
81. Валиуллин Р.А., Шарафутдинов Р.Ф., Кулагин О.Л. Экспериментальное изучение термодинамических эффектов в газожидкостных системах //Физико-химическая гидродинамика:Межвузовский сборник. Уфа : Башк.госуд.унив-т. - 1995. - с.13-18.
82. Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш., Ремеев И. С. Обi автоматизации интерпретации результатов методов геофизическихисследований скважин //Университеты России: Тез.докл.научн.конф.- Уфа: Башк.госуд.унив-т. 1995. - с.142-145.
83. Гиматудинов Ш.К., Ширковский A.M. Физика нефтяного и газового пласта. М.:Недра, 1982. - 312 с.
84. Габдуллин Т.Г. Оперативное исследование скважин. -М.:Недра, 1981. 214 с.
85. Габдуллин Р.Г., Юсупов И.Г., Данилова Т.Е., Амерханов И.М., Зайнетдинов Г.Б., Муслимов Р.Х. Особенности переходной зоны и ее влияние на разработку водонефтяных залежей / Нефтяное хозяйство. 1983, JE 10, с.31-35.
86. Голембо В.А., Котляров В.Л., Швецкий Б.И. Пьезокварцевые аналого-цифровые преобразователи температур. Львов: Высшая школа, 1977. - 171с.
87. Гуторов Ю.А. Акустический метод каротажа для контроля технического состояния обсаженных скважин нефтяных и газовых месторождений /Автореферат на соиск.уч.степ.д.т.наук. М.,1994.
88. Галлямов М.Н., Рахимкулова Р.Ш. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений. М.:Недра, 1978. - 208 с.
89. Галин Э.Х., Пудовкин М.А., Ахметова А.А., Марков А.И. Распределение температуры в вертикальных трубах при движении по ним жидкости или газа. / В кн.:Термозондирование нефтяных месторождений. Казань:Изд-во Казан.ун-та, 1971, с.106-118.
90. Гудок Н.С. Изучение физических свойств пористых сред. -М.: Недра, 1970. 205 с.
91. Гаврина Т.Е., Чемоданов В.Е. Расчет теплового поля в системе коллектор вмещающие породы - скважине /В сб.:Нефть и -газ. - М.,1976, с.30-32.
92. Дворецкий В.Г., Дворкин В.И., Ахметов К.Р. Определение остаточной нефтенасыщенности заводненных пластов по данным индукционного каротажа в скважинах специальной конструкции /Нефтяное хозяйство, 1992, J& I, с.25-27.
93. Гаврина Т.Е. Разработка усовершенствованной методики решения нестационарных задач термометрии нефтяных и газовых скважин./Дис.канд.техн.наук. М., 1986.
94. Дворкин И.Л., Филиппов А.И., Ладыжинский Б.Я. О влиянии среды, заполняющей скважину, на результаты измерения теплового поля Земли. Изв.АН СССР. Физика Земли, 1979, Jfe 3, с.100-104.
95. Дворкин И.Л., Буевич А. С., Коханчиков В.М., Кухаренко Ю.Н. Выявление перетоков жидкости между пластами при эксплуатации скважин /Нефтяное хозяйство, 1977, 5, с.54-55.
96. Дворкин И.Л., Буевич А.С., Филиппов А.И., Коханчиков
97. A.И., Назаров В.Ф., Закусило Г.А. Термометрия действующих нефтяных скважин /Пособие по методике измерений и интерпретации. Деп.ВНИИОЭНГ, 1976, № 305.
98. Дворкин И.Л., Парфенов А.И., Буевич А.С., Коханчиков
99. B.М., Филиппов А.И. Использование высокочувствительной термометрии для выделения интервалов затрубной циркуляции /Нефтяное хозяйство, 1974, № 12, с.43-46.
100. Дворкин И.Л., Фи.тшштов A.M., Беляков С.И. О влиянии калориметрического смешивания различных жидкостей на распределение температуры в действующей скважине /Нефтяное хозяйство, 1975, № 4, с.43-46.
101. Дворкин И.Л., Валиуллин Р.А., Булгаков Р.Б. и др. Термические способы исследования скважин в процессе их освоения,опробования и капитального ремонта / Нефтяное хозяйство, 1986, » 6, с.15-18.
102. Дахнов В.Н., Дьяконов Д.И. Термические исследования , скважин. Гостоптехиздат, 1952. - 252 с.
103. Дахнов В.Н., Дьяконов Д.И. Термометрия скважин при > поисках, разведке и разработке месторождений нефти и газа./Вкн.:Термические метода увеличения нефтеотдачи и геотермология нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1967, c.III-115.
104. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М.: Недра, 1982. - 448 с.
105. Дембицкий С.И. Оценка и контроль качества геофизических измерений в скважинах. М.: Недра, 1991.
106. НО. Закусило Г.А. Способ определения коэффициента продуктивности пласта по данным термометрических исследований /Нефтяное хозяйство, 1972, J* 5, с.51-54.
107. Закусило Г.А. и др. Применение методов термометрии для определения интервалов пластов, обводненных нагнетаемой водой / Нефтяное хозяйство, 1974, № 2, с.41-44.
108. Зайцев В.М. Термометрические исследования скважин с целью установления притока и поглощения жидкости трещиноватыми пластами / Нефтепромысловое дело, 1970, Л 4, с.41-44.
109. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин /Зотов Г.А., Алиев З.С. -М.:Недра, 1980. 301 с.
110. Ипатов А.И. Фундаментальные проблемы геофизического контроля за разработкой месторождений нефти и газа /Тезисы Всероссийской научной конференции "Фундаментальные проблемы нефти и газа", Москва, 1996.
111. Извеков Б.И., Позин Л.З. Количественные критерии коллектора в глинистых отложениях горизонта АВ1Самотлорского месторождения. Нефтегазовая геология, геофизика и бурение, 1984, J* 7, с.18-19.
112. Коноплев Ю.В. Контроль за разработкой нефтяных месторождений геофизическими методами в условиях многофазной фильтрации. /Автореферат дис.на соиск.уч.степ.д.т.наук, Тверь, 1995.
113. Конюхов В.М. Термогидродинамические эффекты в скважинах, оборудованных электродентробежными насосами /Дис. на соиск.учен.степ.канд.ф.-м. наук, Казань, 1987.
114. Конюхов В.М. Дисперсные потоки в нефтяных скважинах. -Изд.КГУ, Казань, 1990. 137 с.
115. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике для научных работников и инженеров. М.:Наука, 1984. - 831 с.
116. Капырин Ю.В., Требин Г.Ф., Позин Л.З. Использование температурных эффектов при исследовании скважин /Нефтяное хозяйство, 1964, J§ 3.
117. Кондрашкин В.Ф., Фаткуллин А.Х. Определение коэффициента Джоуля-Томсона для Ромашкинской нефти в промысловых условиях / Нефтепромысловое дело, 1974, J§ 9.
118. Кутасов И.М. Восстановление температурного поля пород после бурения скважин. Изв.АН СССР Физика Земли, 1964, J6 5.
119. Кирпиченко Б. И. Применение современных методов контроля за качеством цементирования обсадных колонн в районах Башкирии /Нефтяное хозяйство, 1971, Л 2, с.12-16.
120. Кирпиченко Б. И. Технология управления качеством изоляции пластов в обсаженных скважинах на основе шумоакусти-ческих методов /Автореферат дис. на соиск.уч.степ.д.т. наук, Тверь, 1994.
121. Кузьминский С.С., Тарко Я.Б. Методы определения меж-пластовых перетоков закачиваемых вод на месторождении Узень / Нефтепромысловое дело, 1977, 9, с.7-10.
122. Кулиев A.M., Азимов Э.Х., Касумов Н.В. Джаруллаев Ш.А. Способ определения давления насыщения нефти газом по данным термогидродинамических исследований скважин /Азерб.нефт.хоз-во, 1984, Jfc I, с.36-39.
123. Калиткин Н.Н. Численные методы. М.:Наука, 1978. -512 с.
124. Конноли Э.Т. Справочник по каротажу эксплуатационных скважин. М.: Недра, 1969.
125. Карслоу Г., Егер Д. Теплопроводность твердых тел. -М.: Наука, 1964. 321 с.
126. Кривко Н.Н., Шароварин В.Д., Широков В.Н. Промыслово-геофизическая аппаратура и оборудование. М.гНедра, 1981. -278 е.
127. Карачинский В.Е. Методы геотермодинамики залежей газа и нефти. М.:Недра, 1975.
128. Кобранова В.Н. Физические свойства горных пород (петрофизика). М.:Гостоптехиздат, 1962. - 235 с.
129. Кострюков Г.В. Об изменение температуры газонефтяного потока в фонтанных скважинах /Татарская нефть, 1958, Л 9, с.20-25.
130. Кременецкий М.И. Исследование межпластовых перетоков жидкости и газа в скважине по данным термометрии. /Дис. на соиск.учен.степ.канд.техн.наук. М.:МИНХ и ГП, 1978.
131. Кременецкий М.И. Интерпретация термограмм в действующих скважинах вне интервалов притока /В сб.:Физико-химическая гидродинамика. Уфа, 1993, с.I09-116.
132. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Кульгавый И. А., Марьенко Н.Н. Автоматизированная регистрация и обработка материалов ГИС контроль в системе "Геккон - 4.0" - М., 1995. -102 с.
133. Кошелев Э.А. Тепловое поле подземного взрыва /В сб.:Использование взрывов в народном хозяйстве. Киев: Наукова думка, 1970, часть 3.
134. Кошелев Э.А. О диссипации энергии при подземном взрыве /Л1МТФ, 1972, Л 5.
135. Ловецкий Е.Е., Маслеников A.M., Фетисов B.C. Диссипация энергии при взрыве в пористой упругопластичной среде //ПМТФ, 1979, Я 6.
136. Лыков А.В. Теория теплопроводности. М.: Высшая школа, 1967.
137. Лыков А.В. Тепломассобмен. Справочник. М.:Энергия, 1978. - 479 с.
138. Лапук Б.Б. О температурных изменениях при движении сырой нефтй в пористых пластах / Нефтяное хозяйство, 1940, Jfe№4,5.
139. Лапук Б.Б. Термодинамические процессы при движении газированной нефти в пористых средах / Азер.нефтяное хозяйство, 1940, J* 2.
140. Ловля С.А. Прострелочно-взрывные работы в скважинах. -М.: Недра, 1987. 214 с.
141. Марков А.И., Непримеров Н.Н. К вопросу о восстановлении начального распределения температуры в призабойной зоне скважины по ее термограмме. Уч.записки КГУ, 1965, т.124, * 9, с.79-91.
142. Марков A.M., Непримеров Н.Н. Динамика температурного поля нефтяного месторождения (при внутриконтурном нагнетании холодной воды) / В кн.:Термические методы увеличения нефтеотдачи и геотермология нефтяных месторождений. М.:ВНИМОЭНГ , 1967, с.147-155.
143. Мищенко К.П., Полторацкий Г.М. Термодинамика и строение водных и неводных растворов электролитов. М.:Химия, 1976.
144. Мехтиев Ш.Ф., Мирзаджанзаде А.Х., Алиев С.А. Геотермичеческие исследования нефтяных и газовых скважин. -М.:Недра, 1971. 216 с.
145. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин.- М.:Недра, 1973. 381 с.
146. Методическое руководстов по исследованию малодебитных фонтанирующих скважин и скважин, возбуждаемых компрессором /Лиховол Г.Д., Шевелев П.В., Саулей В.П. Нижневартовск, 1982.- 44 с.
147. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде (пер.с англ.). М.:Гостоптехиздат, 1949. - 628 с.
148. Методическое руководство по геофизическому сопровождению перфорации (проект) /Авторы: Замахаев B.C., Кончаков В.Н., Антипычев М.А. ВНМПИВзрывгеофизика, 1995, 12 с.
149. Намиот А.Ю. Теплопередача при подъеме нефти в скважине. Тр.ВНИМ, вып.8, 1956, с.400-412.
150. Намиот А.Ю. К вопросу об изменении температуры по стволу нефтяной или газовой скважины. Тр.ВНИМ, вып.8, 1956, с.347-360. '
151. Непримеров Н.Н., Шарагин А.Г. Особенности внутрикон-турной выработки нефтяных пластов. Казань: Изд. КГУ, 1961. -213 с.
152. Орлинский В.М. Контроль за разработкой залежей нефти геофизическими методами. М.:Недра, 1977. - 239 с.
153. Орлинский Б.М., Валиуллин Р.А. Геофизические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений /Каротажник: Вестник АИС. Тверь. - 1996. - Я 20. - с.44-60.
154. Пудовкин М.А., Саламатин А.Н., Чугунов В.А. Температурные процессы в действующих скважинах Казань: Изд.КГУ, 1977. - 165 с.
155. Пудовкин М.А. Нахождение поля температур при закачке воды в нагнетательную скважину /Уч.зап.Казан, уни-та, т.121, 1961, J65.
156. Поляченко А.Л. Численные методы в ядерной геофизике. -М.: Энергоатомиздат, 1987. 152 с.
157. Проселков Ю.М. Теплопередача в скважинах. М.:Недра, 1975. - 234 с.
158. Позин Л.З., Дьяченко А.Г., Кременецкий М.И. Исследование качества цементирования скважины способами детальной термометрии. Изв.вузов. Нефть и газ. 1977, Л 4, с.3-9.
159. Позин Л.З., Широков В.Н. Методика интерпретации данных термометрии скважин с целью выделения газоносных горизонтов. -Тр.МИНХ и ГП, 1974, вып.Ill, с.110-125.
160. Позин Л.З. Дифференциальная термометрия нефтяных и газовых скважин. М.:Недра, 1964. - 115 с.
161. Позин Л.З.Кременецкий М.И. Восстановление начального термодинамического режима скважины после его нарушения / Нефтегазопромысловая геология и геофизика, 1980, Л 6, с.27-29.
162. Позин Л.3., Широков В.Н. Me тодика определения работающих горизонтов в эксплуатационных скважинах по данным термометрии. Тр.МИНХ и ГП, 1977, вып.119, с.193-207.
163. Пилипец И. А. Определение каверн в действующих скважинах термометрическим методом / Нефтяное хозяйство, 1974, № 5, с.43-46.•
164. Пилипец И. А. О возможности регулирования температурного режима пластов и скважин при их эксплуатации / Нефтяное хозяйство, 1973, Л 4, с.37-40.
165. Пацков Л.Л. О выявлении заколонной циркуляции в простаивающей скважине. Деп. ВИНИТИ, 1981, № 854.
166. Рамазанов А.Ш. Баротермический эффект при нестационарной фильтрации жидкости в нефтяных пластах /Автореферат дис. на соиск.уч.степ.канд.ф.-м. наук, Казань, 1986.
167. Рамазанов А.Ш., Валиева Н.Т. Стационарное температурное поле при совместной фильтрации воды и газированной нефти //Физико-химическая гидродинамика, Межвузов.сб. Уфа: Башк.госуд.унив-т - 1995, с.69-76.
168. Рамазанов А.Ш., Филиппов А.И. Некоторые особенности температурного поля дросселирующей жидкости /Сб.:Гидродинамика и теплообмен в конденсированных средах. ИТФ СО СН СССР, Новосибирск, 1981, с.95-100.
169. Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф., Халикова А. Г. Баротермический эффект при вытеснении нефти из пористой среды //Изв.АН СССР. МЖГ. 1992, J* 3, с. 104-109.
170. Рамазанов А.Ш., Валиуллин Р.А., Филиппов А.И. Выявление заколонной циркуляции жидкости в начальной стадии эксплуатации скважины /Нефтяное хозяйство, 1982, J& 4, с.39-42.
171. Рамазанов А.Ш., Филиппов А.И. Температурные поля при нестационарной фильтрации жидкости. Изв.АН СССР. Механика жидкости и газа, 1983, £ 3.
172. Резванов Р.А. Радиоактивные и другие неэлектрические методы исследования скважин. М.: Недра, 1982. - 368 с.
173. Рябов Б.М., Валиуллин Р.А., Асмоловский B.C., Адиев Я.Р. Промыслово-геофизические исследования для решения задач капитального ремонта скважин / НТВ Каротажник,Тверь, 1966,с.10-20.
174. Скопов Ю.Ф. Повышение эффективности контроля разработки нефтяных месторождений методами ядерной геофизики в действующих насосных скважинах Башкирии и Татарии: Автореферат дис.на соиск. учен.степени (04.00.12), М., 1984.
175. Сагомонян А.Я. Нагревание грунта взрывом //Вестн.МГУ, матем., мех., 1969, J6I.
176. Сучков Б.М., Максутов Р.А., Петухов В.К., Хабибуллин
177. Р.Н. Экспериментальное определение температурных полей в кольцевом пространстве скважины / Нефтепромысловое дело, 1968, Л I.
178. Сучков Б.М., Кубарев К.П., Зеленкин В.Т. Распределение, температуры в лифтовых трубах и кольцевом пространстве при одновременно-раздельной эксплуатации двух горизонтов через одну скважину /Нефтепромыслоовое дело, 1970, Л2, с.15-80.
179. Сурков В.Т., Прямов П.А., Овечкин А.И., Прасолов В.А., Ахметзянов Э.К., Плотников Н.А. Исследование формирования и разрушения цементного кольца в нефтяных скважинах акустическим цементомером. /Тр.ТатНИИ, 1971, вып.15, с.65-79.
180. Саунин В.И. Сокращение времени определения источника обводнения пластов на Самотлорском месторождении /Тр.СибНИИНП, 1981, И 21, с.35-38.
181. Степанов А.Г. Применение высокочувствительной термометрии в комплексе с ядерно-геофизическими методами для решения задач контроля за разработкой нефтяных месторождений. /Дис.на соиск.учен.степ.канд.техн.наук. -М.:ВНИИЯГГ, 1977.
182. Стрешинский К.А. Количественная оценка перетоков жидкости по заколонному пространству по данным температурных исследований / Нефтепромысловое дело, 1977, № 12, с.18-19.
183. Саламатин А.Н., Пудовкин М.А., Чугунов В.А.Температурные процессы в действующих скважинах. Казань: Изд-во Казан, ун-та, 1977. - 168 с.
184. Салагаев В.В., Валиуллин Р.А., Булгаков Р.Т. Математическое моделирование температурного поля в скважине при заданной геометрии перетока жидкости за колонной. Инженерно-физический журнал, 1990, т.58, $ I, с.153-154.
185. Салагаев В.Б., Валиуллин Р.А., Булгаков Р.Т. Физико-математическое моделирование и его приложение для совершенствования методики термометрии скважин. Уфа, 1992. - 82 с. /Деп.в ВИНИТИ 19.03.92, № 946-В92.
186. Самарский А.А., Гулин А.В. Устойчивость разностных схем. М.:Наука, 1973. - 416 с.
187. Смирнова Т. В чьих руках ключи от недр /Газета "Правда", 6.04.96.
188. Сухов А.Н. Математическая обработка результатов измерений. О М., 1982. 89 с.
189. Сальников В.Е. Геотермический режим Южного Урала. -М.: Наука, 1984. 88 с.
190. Теслюк Е.В., Розенберг М.Д., Капырин Ю.В., Требин Г.Ф. О неизотермической фильтрации многофазного потока и об учете термодинамических эффектов при разработке нефтяных месторождений. Тр.ВНИИ, 1965, вып.42, с.281-294.
191. Требин Г.Ф., Капырин Ю.В., Петухов В.Н. Экспериментальное изучение изменения . температуры при дросселировании нефти. Тр.ВНИИ, 1974, вып.49.
192. Толстолыткин И.П., Карпов В.М., Саунин В.И., Курьянов Ю.А. Контроль за состоянием скважин в Западной Сибири в процессе их строительства. М.гВНИИОЭНГ, 1982. - 48 с.
193. Толстолыткин В.П., Зубарев Б.Н. Промыслово-геофизиче-ские исследования скважин / Нефтяное хозяйство, 1984, J§ 6, с.38-43.
194. Телков А.Н. Эксплуатация нефтяных залежей с подошвенной водой. М.:ВНИИОЭНГ, 1972. - 135 с.
195. Тихонов А.Н., Самарский А.А. Уравнения математической физики. М.:Наука, 1972. - 735 с.
196. Усманов М.Г. О возможности применения высокочувствитель тельной термометрии для исследования добывающих и разведочных скважин при дренировании компрессором / Нефтепромысловое дело, 1981, * 8, с.15-17.
197. Фионов А.И., Бубеев А.В., Жувагин В.Г. Повышение эффективности метода опробования пластов приборами на кабеле / Нефтяное хозяйство, 1980, Jfe 12, с.24-26.
198. Филиппов А.И., Назаров В.Ф. К вопросу о распространении тепловой аномалии, обусловленной дросселированием, в подстилающие работающий пласт породы. Изв.вузов. Нефть и газ, 1974,"Л 6.
199. Филиппов А.И. Скважинная термометрия переходных процессов. /Автореферат дис.на соиск.уч.степ.д.т.наук, Тюмень, 1991.
200. Филиппов А.И. Решение некоторых задач нестационарного теплового поля дросселирующей в пористой среде жидкости. /Автореферат дис.на соистс.уч.стетт.к.ф.-м.нчук, Казань, 1978.
201. Филиппов А.И., Валиуллин Р.А., Бровин Б.З. Некоторые особенности температурных полей при опробовании скважины компрессором /В кн.:Геофизические исследования нефтяных скважин Западной Сибири. Уфа:Тр.ВНИИНПГ, 1983, вып.13, с.129-137.
202. Филиппов А.И., Закусило Г.А., Осипов A.M. Выявление интервалов заколонных перетоков при опробовании скважин / Нефтяное хозяйство, 1984, * 3, с.17-21.
203. Филиппов А.И., Рамазанов А.Ш., Пудовкин М.А. К теории восстановления температуры после остановки скважины /В сб.: Физико-химическая гидродинамика, Уфа, 1983, с.128-135.
204. Филиппов А.И., Рамазанов А.Ш. О восстановлении теплового поля пласта после прекращения дросселирования насыщающего флюида. Изв.вузов. Нефть и газа, 1976,с.56-60.
205. Филиппов А.И., Шарафутдинов Р.Ф. Особенности теплового поля дроссельного эффекта в пластовых условиях при наличии охлаждения закачиваемой водой. Изв.вузов. Нефть и газа, 1982, * 3, с.53-58.
206. Филиппов А. И. Скважинная термометрия переходных процессов. Саратов:Изд-во Сарат.ун-та, 1989. - 116 с.
207. Фаткуллин А.Х., Кондрашкин В.Ф., Бровин Б.З., Мельников Н.А. Использование термометрии для решения нефтепромысловых задач / Нефтепромысловое дело, 1971, * 3, с.25-28.
208. Федоров К.М., Шарафутдинов Р.Ф. К теории неизотермической фильтрации с фазовыми переходамии //Изв.ВН СССР. МЖГ, 1989,* 5, с.78-85.
209. Физика взрывов //Под ред.Станюковича К.П. М.: Наука,1975.
210. Халиков Г.А., Валиуллин Р.А., Хабибуллин И.Л. Развитие исследований в области прикладной физики: физическая гидродинамика, геофизика, физическая экология /В кн.: Физика в Башкортостане. Рилем, Уфа, 1996, с.308-317.
211. Хуснуллин М.Х. Геофизические методы контроля разработки нефтяных пластов. М.: Недра, 1989. - 190 с.
212. Хабибуллин И.Л. О некоторых возможностях использования термодинамики растворов в геофизических исследованиях./Тезисыдокладов Всероссийской научн. конф."Вычислительные средства регистрации и интерпретации геофизических исследований скважин", Уфа, 1992.
213. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. М.: Недра, 1965. - 238 с.
214. Чекалюк Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа.-М.: Гостехиздат, 1961. 236 с.
215. Чарный И.А. Подземная гидродинамика. М. .-Гостехиздат, 1963. - 396 с.
216. Чарный И.А. Нагревание призабойной зоны при закачке горячей жидкости в скважину. Нефтяное хозяйство, 1963, 2,3, с.15-19, с.14-19.
217. Череменский Г.А. О зоне нарушения теплового состояния пород бурением скважины. Изд.АН COOP, сер.Геофиз.,1960, J& 10.
218. Череменский Г.А. О времени восстановления термического режима, нарушенного бурением скважин. Изв.АН СССР сер.Геофиз., I960, * 12.
219. Череменский Г.А. Геотермия. Л.:Недра, 1972. - 271 с.
220. Чемоданов В.Е. К интерпретации результатов исследования скважин в нестационарном режиме /В сб.: Нефть и газ. М., 1974, с.26-27.
221. Чемоданов В.Е., Гаврина Т.Е. Исследование основных факторов образования аномалии температуры при восстановлении теплового поля в разведочной скважине. Тр.МИНХ и ГП, 1977, вып. 119, с.152-162.
222. Черепанников А.В., Соколов В.Б., Зотиков В.И. Вопросы совершенствования методов поиска, разведки и разработки нефтяных месторождений Пермского Прикамья. Пермь: Пермское книжн.изд-во, 1984. - 160 с.
223. Широков В.Н. Исследование влияния различных факторов на восстановление теплового поля в скважине. Тр.МИНХ и ГП, 1977, вып.119, с.162-181.
224. Шапошникова Т.А., Юдин В.А. Теоретическое исследование теплового поля, возникающего при гидратации цемента. Тр.ВНМИЯГГ, 1975, вып.23, с.41-46.
225. Яруллин Р.К., Валиуллин Р.А., Федотов В.Я. Геотермические исследования простаивающих скважин //Геология, геофизика и полезные ископаемые Южного Урала и Приуралья. Уфа. - 1991, с.157-162.
226. Яруллин Р.К. Выделение интервалов слабых движений жидкости в необсаженных скважинах //Прикладная физика и геофизика .-Межвузовский сборник. Уфа, 1995, с. 157-167.
227. Яруллин Р.К., Сафарова Г.К., Пшеничнюк A.M. Лабораторные исследования теплопроводности и петрофизических параметров плотных горных пород девона Башкирии /В сб.-.Физико-химическая гидродинамика, Уфа, 1983, с. 135-139.
228. Яковлев Б.А.Решение задач нефтяной геологии методами термометрии. М.гНедра, 1979. - 144 с.
229. Hllchle D.W. Caliper and Temperature Logging. "Subsurfase Geology Petrol. Wining Const", 1977, pp.342-346.
230. Elckmelr J.R., Erson D., Нашу H.J.Wellbore Temperature and Heat Losses During Production and Injection Operations. "J.of Canadion Petrol. Technol.", Apr.-June, 1970, pp.115-121.
231. Murphy H.D. Enhanced Interpretation of temperature surveys taken during injection or production. "J.Petrol. Technol.", vol.34,No.6,1982, pp.13134-1326.
232. Sage B.H., Lacey W.N. Thermodynamic Properties of Mixtures of a Crude Oil and a Natural Gas. "Industrial and Engineering Chemistry", Feb., 1936.
233. Perstln D. Notions de Base sur l'evalution de qualite d'une cimentatlon., "Forages". No.95, 1982, pp.67083.
234. Coll E. Iucrease production with underbalanced perforation //Petrol. Engineer Intern. 1988m VII. - vol.60,1. Jfe 7. p.39-42.
235. Bullard E.C. The tlmt necessary for a borehole to attain temperature egullibrium. Not. Roy. Astr. Soc., Geophys. Suppl., 1947, v.5, Я 5.
236. Bullard E.C. The flow of heat through the floor or the Atlantic Ocean. Proc.Roy.S6c., 1954, Л A 222.
237. Claude E. Cooke. Radial differential temperature (RDT) logglng-a new tool for detecting and treating flow behind casing. - J.Petrol.Technol., 1979, v.31, * 6, - p.676-682.
238. Guyod H. Temperature Well Logging. Oil Weekly, 1946, v. 123, * 9-11 .
239. Hales W.A. Convection currents in Geysers. Not.Hoy.Astr. Soc., Geophys.Suppl., 1957, v. 4.
240. Jaeger J.C. Numerical values for the temperature in radial heat flow. J.Math.Phys., 1956. v.34, Jfc 4.
241. Smith R.C., Steffensen R.J. Interpretation of temperature profiles In Water-Injection Wells "J.Petroleum Technology", June, 1975, v.27, pp.777-784.
242. Squler D.P., Smith D.D.,Doughery E.L. Calculated Temperature Behaviour of Hot-Water Injection Wells. "J. Petroleum Technology", No.4, 1962, pp.436-440.
243. Ramey H.I. Wellbore Heat Tranmission. "J.Petroleum Technology", No.4, 1962, pp.427-435.
244. Jager J.C. The effect of the Drilling Fluid on Temperature Measured In Bore Holes."J.of Geophys Bef.", v.66, No.2, 1961, pp.563-569.
245. Marshal D.W., Betsen R.G. A computer model to detemlne the temperature distributions well bore. "J.of Canadian Petrol", v.21, No.1, 1982, pp.63-79.
246. Johns E. Logging radial temperature distribution within a wall. US patent No. 3656344, No.4, No.18, 1972.
247. Vallullin R.A., Ramazanov A.Sh. and Sharafutdinov R.F. Barorhermal effect in three-phase flow through a porous medium with phase transitions./Fluid Dynamics, Vol.29, No.6,1994.
248. Beck A.E. and Shen P.Y. Temperature distribution in flowing liquid wells. Geophysics, vol.SO, NO 7. 1985, p.1113-1118.
249. Iohuston M. Computer simulations of flowing temperature curves in commingled Production. SPWLA LOGGING SYMPOSIUM, June,1984.
-
Валиуллин, Рим Абдуллович
-
доктора технических наук
-
Тверь, 1996
-
ВАК 04.00.12
- Совершенствование и развитие новых технологий исследований и обработки промыслово-геофизических данных при контроле за разработкой нефтяных месторождений Сургутского региона
- Термометрия водонагнетательных скважин нефтяных месторождений
- Совершенствование и развитие методики геофизического сопровождения капитального ремонта скважин на примере месторождений Башкортостана
- Гидродинамические аспекты разработки месторождений горизонтальными скважинами и скважинами с трещинами ГРП
- Разработка методики оценки эффективности воздействия на призабойную зону скважины на основе термогидродинамических исследований
