Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Гидродинамические исследования горизонтальных скважин

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Фархуллин, Ринат Гаязович

скважин с горизонтальными стволами

1.1 .Технологии проведения измерений в горизонтальной части ствола ГС

1.2. Графоаналитические методы интерпретации результатов гидродинамических исследований ГС

1.3. Выводы

Глава 2. Техника и технология проведения гидродинамических исследований в ГС

2.1 .Техника проведения гидродинамических исследований

2.2.Технология проведения гидродинамических исследований в ГС

2.3.Результаты гидродинамических и термометрических исследований в ГС

2.4.Выводы

Глава 3. Методы интерпретации результатов гидродинамических исследований ГС

3.1. Численное моделирование притока флюида

3.2. Интерпретация результатов гидродинамических исследований методами регуляризации

3.2.1. Постановка прямых трехмерных задач фильтрации в пористых средах

3.2.2. Постановка обратных задач

3.2.3. Методы решения обратных задач

3.3. Исследование скважины

3.4. Исследование скважины

3.5. Выводы

Глава 4. Интерпретация гидродинамических исследований, зарегистрированных в различных точках ствола ГС

4.1 .Постановка обратной задачи

4.2.Метод решения обратной задачи

4.3.Тестирование предложенного алгоритма на модельных задачах

4.4.Результаты интерпретации гидродинамических исследований ГС

4.5.Результаты интерпретации гидродинамических исследований ГС

4.6.Выводы

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Гидродинамические исследования горизонтальных скважин"

Актуальность темы. Современное состояние нефтедобывающей промышленности характеризуется ухудшением структуры оставшихся промышленных запасов вследствие вступления большинства высокопродуктивных месторождений в позднюю стадию разработки, ввода в разработку малоэффективных месторождений углеводородного сырья. В структуре остаточных извлекаемых запасов нефти Республики Татарстан активные извлекаемые запасы составляют 20.4 %, а трудноизвлекаемые - 79.6 %.

Одним из эффективных путей вовлечения трудноизвлекаемых запасов в разработку является внедрение горизонтальных технологий. К преимуществам горизонтальных технологий относятся значительное уменьшение проектируемого количества скважин на месторождениях, существенное повышение дебита за счет увеличения области дренирования, увеличение степени нефтеизв лечения, вовлечение в разработку запасов под труднодоступными участками земной поверхности, разработка залежей высоковязкой нефти и битумов, тонких нефтяных пластов, имеющих обширную газовую шапку и подошвенную воду и т.д.

В качестве показателя эффективности горизонтальных технологий применяют коэффициент увеличения продуктивности (КУП), представляющий собой отношение дебита горизонтальных скважин (ГС) к дебиту вертикальных скважин (ВС). По Республике Татарстан горизонтальных скважин со значением КУП более единицы около 40%. Остальные имеют значение КУП, равное единице (33.3%) или менее единицы (26.3%). Анализ, проведенный компанией Shell по 1300 ГС, показал, что только 50% из них оказались эффективными [31].

Изучение причин, влияющих на эффективность горизонтальных технологий, показало, что одной из них является отсутствие информации 5 об изменении фильтрационных параметров по длине ГС. Гидродинамические исследования (ГДИ), проведенные непосредственно в горизонтальной части ствола ГС, позволяют оценить значения фильтрационных параметров в окрестности ствола ГС, установить оптимальные режимы эксплуатации ГС, выявить факторы, влияющие на эффективность её работы.

Проведение гидродинамических исследований в горизонтальных скважинах наталкивается на значительные трудности. Это связано с доставкой контрольно-измерительных приборов в горизонтальную часть ствола, отсутствием специально разработанных для этих целей контрольно-измерительных комплексов, несовершенством методик обработки результатов гидродинамических исследований ГС, приводящих к значительным погрешностям при определении фильтрационных параметров пласта.

Проблемы, связанные с интерпретацией результатов гидродинамических исследований ГС, принадлежат к классу обратных задач подземной гидромеханики. Отличительной чертой задач, связанных с исследованием математических моделей реальных процессов фильтрации в пористых средах, является то, что характер исходной информации (кривые восстановления или падения давления, кривые стабилизации дебита) о пласте определяется возможностями промыслового эксперимента. Другим фактором, который необходимо учитывать при решении этих задач, является наличие погрешностей в экспериментальных данных.

В связи с этим, разработка и совершенствование техники, технологии и методики интерпретации гидродинамических исследований в ГС являются актуальными задачами подземной гидромеханики и нефтепромысловой практики для решения задач разработки нефтяных месторождений.

Цель работы. Разработка технологии проведения гидродинамических исследований в горизонтальных скважинах и методики интерпретации результатов ГДИ, повышающих точность и достоверность определяемых фильтрационных параметров пласта. 6

Основные задачи исследований.

1. Совершенствование технологии проведения гидродинамических исследований в ГС комплексными контрольно-измерительными приборами, установленными в горизонтальной части ствола.

2. Разработка методик интерпретации результатов гидродинамических исследований ГС на основе методов математического моделирования, повышающих точность и достоверность определяемых фильтрационных параметров пласта.

3. Разработка способа выделения неоднородных по фильтрационным свойствам участков пласта вдоль горизонтальной части ствола на основе гидродинамических и термометрических исследований.

4. Совершенствование косвенных методов определения давления на забое механизированных ГС, вскрывших терригенные и карбонатные отложения среднего и нижнего карбона нефтяных месторождений Республики Татарстан.

Научная новизна работы.

1. Разработана новая методика интерпретации кривой восстановления (падения) давления в ГС на основе методов регуляризации. Она не требует, в отличие от графоаналитических методов, идентификации режимов потока, что повышает точность и достоверность определяемых фильтрационных параметров пласта.

2. Разработан способ измерения скорости звука в газе межтрубного пространства механизированных скважин на основе использования акустического резонатора, позволяющий существенно повысить точность определения глубины уровня жидкости в скважинах.

3. Предложен способ, повышающий точность определения плотности жидкости по стволу механизированных добывающих скважин на основе исследований комплексом «влагомер-манометр». 7

Практическая значимость и реализация результатов работы.

1. Разработана технология проведения гидродинамических исследований в горизонтальных скважинах, которая позволяет выводить скважины на установившийся режим работы, доставлять контрольно - измерительную аппаратуру в любой участок горизонтальной части ствола, в том числе при зенитных углах более 45 градусов.

2. Создан и внедрен в ОАО «Татнефть» комплекс программ для интерпретации ГДИ в ГС.

3. Создано и внедрено устройство на основе использования акустического резонатора для измерения скорости звука в газе межтрубного пространства механизированных добывающих скважин, позволяющее существенно повысить точность определения глубины уровня жидкости в скважинах.

4. Разработана и внедрена в ОАО "Татнефть" "Инструкция по исследованию насосных скважин волнометрированием".

5. Экономический эффект в условиях Республики Татарстан от предложенной технологии проведения одного ГДИ в горизонтальной скважине составляет 45 тысяч рублей.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научном семинаре "Опыт организации и проведения исследований механизированного фонда скважин при контроле за разработкой" (Москва, 1988), на научных семинарах лаборатории подземной гидродинамики и на научных семинарах Казанского научного центра РАН (Казань, 1995-2001), на научно-практической конференции, посвященной 50-летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения (Лениногорск, 1998), на семинаре-дискуссии «ГС: бурение, эксплуатация, исследование» (Актюба,1999), на семинаре «Геология и проблемы разработки месторождений углеводородов» (Уфа, 2001), на научно-практической конференции «Актуальные задачи выявления и реализации 8 потенциальных возможностей горизонтальных технологий нефтеизвлече-ния» (Казань, 2001), на VIII Четаевской Международной конференции (Казань, 2002).

Публикации. Основные результаты исследований по теме диссертации изложены в 3 монографиях, 11 печатных работах, одном свидетельстве РФ на полезную модель.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы. Объем работы, включая 16 таблиц, 65 рисунков, 149 страниц машинописного текста.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Фархуллин, Ринат Гаязович

3.5. Выводы

1. Разработана и внедрена новая методика интерпретации результатов ГДИ в ГС на основе методов регуляризации. Она позволяет оценить горизонтальную и вертикальную проницаемости пласта. Этот подход не требует, в отличие от графоаналитических методов, идентификации режимов потока. Применение предложенной методики повышает точность и достоверность определяемых параметров.

2. Апробирование регуляризирующего алгоритма на модельных задачах показало, что при реальном уровне погрешностей входных данных (2-3%) этот алгоритм дает приближение к искомой модели с достаточной для практики точностью (5-7%).

3. Обработка результатов ГДИ в ГС 1947 показала, что значения вертикальной и горизонтальной проницаемости имеют один порядок. Оценки коэффициентов подвижности, полученные по кривой откачки, кривой стабилизации дебита, кривой восстановления давления хорошо согласуются. Это подтверждает эффективность предложенной методики.

4. Оценки коэффициентов подвижности, полученные в результате обработки данных ГДИ в ГС 13473, указывают на слоистую неоднородность эксплуатируемого объекта. Это подтверждается геофизическими данными, полученными по близлежащей вертикальной скважине 13478.

98

Глава 4

Интерпретация гидродинамических исследований, зарегистрированных в различных точках ствола ГС

В настоящей главе рассматриваются задачи интерпретации кривых восстановления (падения) давления в ГС снятых одновременно несколькими манометрами, установленными на разных участках горизонтальной части ствола. Для решения этой задачи используется математическая модель ГС, предложенная академиком П.Я. Кочиной [68]. Решение этой задачи позволяет определить фильтрационные параметры пласта вдоль горизонтальной части ствола ГС.

4.1. Постановка обратной задачи

Предположим, что в N точках ствола скважины с координатами (xj, yi, ), i = l,N, установлены манометры и фиксируется изменение давления по времени:

Pi0") = P(xi> yi'zi, г) = fi {г), i = \,N. (4.1)

Обратная задача ставится следующим образом: найти оценку коэффициента подвижности kjpi, исходя из минимума функционала

N Т

Z i=1 О

4.2) где fi(r) - наблюдаемые и Р}{т) - вычисленные давления, когда процесс фильтрации в пористой среде описывается дифференциальным уравнением: д дх к др ■ д к др y/ddx) ду\р, ду при следующих начальном ■ д Hz к др /л dz^ /?*—, О <t <Т а

4.3)

99 p(x,y,z,0) = p0(x,y,z)

4.4) и граничных условиях:

4.5)

Р\х=0 = Рк, Р\Х=А = Рк, р\ =0 = Рк,Р

4.6)

4.7)

Js /и СП

4.2. Метод решения обратной задачи

Необходимо восстановить параметр kj ju из условия минимума невязки (4.2) при ограничениях (4.3)-(4.7). Обратная задача (4.2), (4.3)-(4.7) является некорректно поставленной. Решение некорректно поставленных задач становится устойчивым, если на множество допустимых решений наложить некоторые дополнительные ограничения. Поэтому оценку коэффициента подвижности будем искать в классе кусочно-постоянных функций. Для этого введем в рассмотрение слои Vh i = 1, N, границы которых проходят между точками установки манометров. Тогда

Схему пласта можно представить в виде (рис.4.1):

100

Рис. 4.1. Схема пласта

Для решения обратной задачи используется подход, изложенный в [3, 4], основанный на использовании регуляризирующих градиентных алгоритмов. Формула для градиента целевого функционала получается при переходе от задачи минимизации (4.2), при ограничениях (4.3)-(4.7), к задаче безусловной минимизации при помощи функционала Лагранжа:

NT Т / . я л 2

МО

OF dp ъ dVdt J где y/{x,y,z,t) -неопределенный множитель Лагранжа; V = —/н--jA--к дх ду dz оператор градиента в трехмерном случае.

При выполнении условий прямой задачи (4.3)-(4.7) функционалы J и Ф совпадают. Необходимым условием стационарности функционала (4.2) является равенство нулю его первой вариации [22, 23]: <5Ф = 0.

Учитывая это условие, переходим к системе уравнений, определяющей сопряженную краевую задачу: ур ) dt

4.8)

101 дуг аГ о z=0 ду/ уА ft=0,H =0,кЛ . =0,1^1 =0 r lx=0 т\х=а r \у=0 rlv=o

4.10)

4.11)

4.12)

Выражение для вариации функционала имеет вид: Г

SJ = -1 [(v yNp)SsdVdt, OF

4.13) где s = к/ /и.

Формулы для вычисления составляющих градиента функционала имеют соответственно вид: Т

J'S/ = - J J(V yNp)dVdt, i - l,N.

0 V,

4.14)

Итерационный алгоритм решения обратной задачи строится на основе метода наискорейшего спуска: л+1 п s'{" = Sj +0CiJrs , i = \,N,

4.15) где ar параметр спуска, который вычисляется из условия minj[sf + <2j J's а,

Итерационный процесс строится следующим образом: задается начальное приближение искомого параметра и решается прямая задача (4.3)-(4.7).

Последовательно для каждого /, i = \,N по рассчитанному полю давлений, после решения сопряженной задачи (4.8)-(4.12), вычисляется соответствую

102 щая составляющая градиента целевого функционала (4.2). Затем вычисляется величина параметра спуска и из соотношения (4.15) находится новое приближение. Остановка итерационного процесса осуществляется по "слипанию" искомого решения на двух соседних итерациях, т.е. где £ - наперед заданная величина. В расчетах она принималась равной 10"6.

103

4.3. Тестирование предложенного алгоритма на модельных задачах

На модельных задачах исследуется сходимость предложенного вычислительного алгоритма в зависимости от начального приближения, от погрешности исходной информации.

Рассматривается модельный неоднородный пласт (рис.4.2) со следующими данными: длина пласта 510 м; ширина пласта 400 м; высота пласта 35 м\ длина горизонтальной части ствола скважины 310 ж; пластовое давление 3,135 МПа; дебит до остановки скважины 8,9 м!сут\ упругоемкость пласта (5 =210" \/МПа\ время исследования после остановки скважины Т= 1 сут\ количество измерений забойных давлений - 28; значения коэффициента к//л равны, соответственно: для первой зоны 0,01

2 2 мкм /мПа-с, для второй зоны 0,004 мкм /мПа-с, для третьей зоны 0,014

2 2 мкм /мПа-с, для четвертой зоны 0,006 мкм /мПа-с. Расположение глубинных манометров показано на рис. 4.2. Приток флюида к стволу ГС предполагается равномерным.

На основе этих данных решается прямая задача и вычисляются четыре кривые восстановления давления в зонах расположения приборов (рис 4.3). Далее, используя в качестве исходной информации вычисленные КВД, решается обратная задача. Результаты сходимости итерационного процесса приводятся в табл.4.1.

104

Пр.1 (mi=10 м) Пр.2 (ш2=40 М) Пр.З (т3=230 м) Пр.4 (т4=300 м)

130 м I 100 Л! II 160 м III Шм IV

Рис. 4.2. Модельный неоднородный пласт, глубинные манометры.

Рис.4.3. Модельные KB Д. Кривые I-IV - КВД, вычисленные в зонах расположения приборов 1 -4

105

Заключение

1. Разработана и внедрена новая технология проведения гидродинамических исследований в механизированных добывающих ГС автономными комплексными контрольно-измерительными приборами. Она позволяет доставлять контрольно-измерительную аппаратуру в любой участок горизонтальной части ствола ГС, выводить скважину на установившейся режим работы.

2. Разработана и внедрена новая методика интерпретации результатов гидродинамических исследований в ГС на основе методов регуляризации. Она позволяет оценивать горизонтальную и вертикальную проницаемости пласта. Этот подход не требует, в отличии от графоаналитических методов, идентификации режимов потоков. Применение предложенной методики повышает точность и достоверность определяемых фильтрационных параметров.

3. Разработана и внедрена методика интерпретации кривых восстановления (падения) давления в ГС на основе методов регуляризации, снятых одновременно несколькими манометрами, установленными на разных участках горизонтальной части ствола ГС. Методика позволяет оценивать неоднородность фильтрационных параметров пласта по длине горизонтальной части ГС.

4. Для определения давления по измеренному в скважине уровню жидкости разработаны и внедрены способы:

- измерения скорости звука в газе межтрубного пространства на основе использования акустического резонатора;

- определения плотности жидкости по стволу добывающих скважин на основе исследований комплексом «влагомер-манометр».

134

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Фархуллин, Ринат Гаязович, Уфа

1. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. - М.: Недра, 1995.- 131 с.

2. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. -М.: Недра, 1982.-407 с.

3. Алифанов О.М., Артюхин Е.А., Румянцев С.В. Экстремальные методы решения некорректных задач. М.: Наука, 1988. - 286 с.

4. Алифанов О.М. Обратные задачи теплообмена. М.: Машиностроение, 1988.-280 с.

5. Антипов Д.М., Ибрагимов А.И., Панфилов М.Б. Модель сопряженного течения жидкости в пласте и внутри горизонтальной скважины. // МЖГ.-1995.- №5.- С.112 117.

6. Бан А., Богомолова А.Ф., Максимов В.А. Влияние свойств горных пород на движение в них жидкостей. М.: Гостоптехиздат, 1962.- 271 с.

7. Бан А. Определение времени запаздывания восстановления давления в трещиноватой породе. //Изв. АН СССР, ОТН, Механика и машиностроение, 1961.-№4,- С.925 -931.

8. Баренблатт Г.И., Борисов Ю.П., Каменецкий С.Г., Крылов А.П. Об определении параметров нефтяного пласта по данным о восстановлении давления в остановленных скважинах. // Изв. АН СССР, ОТН, Механика и машиностроение, 1957.-№11,- С.554-564.

9. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория неустановившейся фильтрации жидкости и газа. М.: Недра, 1972.- 288 с.13511 .Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкости и газов в природных пластах. М.: Недра,1984. - 211 с.

10. Баренблатт Г.И., Максимов В.А. О влиянии неоднородностей на определение параметров нефтяного пласта по данным нестационарного притока жидкости к скважинам. //Известия АН СССР, ОТН, Механика и машиностроение, 1958.- №7. С. 852-864.

11. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. -М.: Недра, 1993.- 303 с.

12. Басович И.Б. Определение переменной проницаемости пласта в случае радиальной симметрии опытным откачкам из центральной скважины. // Прикладная математика и механика. 1974, т.З, №3.- С.514-522.

13. Березин. И.С., Жидков Н.П. Методы вычислений. М.: Физматиз, т.2, I960. - 620 с.

14. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М.: Недра, 1990.-432 с.

15. П.Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра, 1964. - 350 с.

16. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М.: Недра, 1973. - 246 с.

17. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование пластов и скважин при упругом режиме фильтрации. М.: Недра, 1964. - 272 с.

18. Бузинов С.Н., Григорьев А.В., Егурцов Н.А. Исследование горизонтальных скважин на неустановившихся режимах. //Тезисы 3-го Международного семинара: Горизонтальные скважины. М.: 2000.- С.25.

19. Булыгин В.Я. Гидромеханика нефтяного пласта. М.: Недра, 1974.- 230 с.136

20. Васильев Ф.П. Численные методы решения экстремальных задач. М.: Наука, 1980.-519 с.

21. Васильев Ф.П. Методы решения экстремальных задач. М.: Наука, 1981.-400 с.

22. Вахитов Г.Г. Эффективные способы решения задач разработки неоднородных нефтеводоносных пластов методом конечных разностей. М.: Гостоптехиздат, 1963. -216 с.

23. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 1963.-274 с.

24. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1971.-309 с.

25. Голубев Г.В., Данилаев П.Г., Тумашев Г.Г. Определение гидропровод-ности неоднородных нефтяных пластов нелокальными методами. Казань, КГУ, 1978. - 176 с.

26. Данилов В.Л., Кац P.M. Гидродинамические расчеты вытеснения жидкостей в пористой среде. М.: Недра, 1980. - 264 с.

27. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М.: Гостоптехиздат, 1962. - 547 с.

28. Денисов A.M. Введение в теорию обратных задач. М.: МГУ, 1994. -206 с.

29. Дияшев Р.Н. Некоторые принципиальные вопросы оценки эффективности применения горизонтальных скважин. // Материалы семинара-дискуссии: Разработка нефтяных месторождений горизонтальными скважинами. Альметьевск, 1996. - С.72-81.

30. Дияшев Р.Н., Зайцев В.И., Мусабирова Н.Х., Мазитов К.Г., Антонов Г.П. Гидродинамические исследования горизонтальных скважин: состояние, проблемы, пути решения. // Материалы семинара-дискуссии:137

31. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными скважинами. -Альметьевск, 1996. С.110-123.

32. ЗЗ.Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986. -336 с.

33. Инструкция по эксплуатации аппаратурно-методического комплекса для исследования горизонтальных скважин АМК-Г1. // ВНИИГИС. М., 1994.-42 с.

34. Инструкция по исследованию насосных скважин волнометрированием. // ТатНИПИнефть. Бугульма, 1986. - 59 с.

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

36. Иктисанов В.А., Дияшев Р.Н. Обработка кривых восстановления давления с учетом притока путем использования численных методов. // РНТС. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ,- 1999,- №6.- С.7-9.

37. Калиткин Н.Н. Численные методы. М.: Наука, 1978. - 512 с.

38. Каменецкий С.Г., Кузьмин В.М., Степанов В.П. Нефтепромысловые исследования пластов. М.: Недра, 1979. - 224 с.

39. Коллинз Р. Течение жидкости через пористые материалы. М.: Мир, 1964.-350 с.

40. Корженевский А.Г., Хисамов Р.С., Корженевский А.А. Современное состояние геофизических исследований наклонных и горизонтальных138скважин с помощью жесткого кабеля. // Тезисы 3-го Международного семинара: Горизонтальные скважины. -М.: 2000. С.45.

41. Корженевский А.Г., Иктисанов В.А., Мазитов К.Г. Нуриахметов Л.Г., Маннапов И.З., Корженевская Т.А. Исследование горизонтальных скважин, оборудованных штанговыми насосами. // Нефть Татарстана. -2001. -№2. С.10-12.

42. Котяхов Ф.И. Основы физики нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 1956.-367 с.

43. Кричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений. Проблемы моделирования. М.: Недра, 1979. - 303 с.

44. Крылов А.П. и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений. М.: Гостоптехиздат, 1962. - 430 с.

45. Кульпин Л.Г., Мясников Ю.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов. М.: Недра, 1974. - 200 с.

46. Лаврентьев М.М., Романов В.Г., Шишатский С.П., Некорректные задачи математической физики и анализа. М.: Наука, 1980. - 286 с.

47. Лейбензон Л.С. Подземная гидрогазодинамика. T.III.- М.-Л.: Гостехиз-дат, 1947.- 184 с.

48. Литвинов А.А., Блинов А.Ф. Промысловые исследования скважин. М.: Недра, 1964.-235 с.

49. Максимов М.М., Рыбицкая Л.П. Математическое моделирование процессов нефтяных месторождений. М.: Наука, 1976. - 164 с.

50. Маскет М. Течение однородной жидкости в пористой среде. М.-Л.: Гостоптехиздат, 1949.- 628 с.

51. Мешков В.М., Нестеренко М.Г., Ледяев Е.А. Анализ технологий исследования скважин с горизонтальными стволами // Нефтяное хозяйство. -2001. -№9. с.93-94.139

52. Моисеев Н.Н., Иванилов Ю.П., Столярова Е.М. Методы оптимизации. -М.: Наука, 1978.-352 с.

53. Молокович Ю.М., Непримеров Н.Н., Пикуза В.И., Штанин А.В. Релаксационная фильтрация. Казань, КГУ, 1980. - 153 с.

54. Молокович Ю.М., Марков А.И., Давлетшин А.А., Куштанова Г.Г. Пье-зометрия окрестности скважин. Теоретические основы. Казань, ДАС, 2000.-203 с.

55. Молокович Ю.М., Марков А.И., Сулейманов Э.И., Фархуллин Р.Г. Выработка трещиновато-пористого коллектора нестационарным дренированием. Казань, РегентЪ, 2000. - 156 с.

56. Муслимов Р.Х., Хайруллин М.Х., Садовников Р.В., Шамсиев М.Н., Морозов П.Е., Хисамов Р.С., Фархуллин Р.Г. Интерпретация результатов гидродинамических исследований горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 10. - С.76-77.

57. Муслимов Р.Х., Хайруллин М.Х., Шамсиев М.Н., Гайнетдинов P.P., Фархуллин Р.Г. Интерпретация кривой восстановления давления на основе теории регуляризации. // Нефтяное хозяйство. 1999.- № 11.- С. 1920.

58. Непримеров Н.Н., Молокович Ю.М., Штанин А.В. Особенности гидродинамических методов определения фильтрационных характеристик продуктивных пластов. // Нефтяное хоз-во. 1977.- №8,- С.45-50.

59. Непримеров Н.Н. Трехмерный анализ нефтеотдачи охлажденных пластов. Казань, КГУ, 1978. - 260 с.

60. Рапин В.А., Чесноков В.А., Евдокимов В.И. Лежанкин С.И. Новая технология проведения промыслово-геофизических исследований горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. 1999. - №9. - С.14-16.

61. Полубаринова-Кочина П.Я. Теория движения грунтовых вод. М.: Наука, 1977. - 664 с.

62. Савич А.Д., Семенцев А.А., Растегаев А.В., Попов Л.Н., Лаврухин Ю.М. Геофизические исследования горизонтальных скважин при помощи на-сосно-компрессорных труб малого диаметра // Нефтяное хозяйство. -1998.-№6.-С.41-44.

63. Самарский А.А. Теория разностных схем. М.: Наука, 1977. - 611 с.

64. Самарский А.А., Николаев С.Е. Методы решения сеточных уравнений. -М.: Наука, 1978.-352 с.141

65. Тихонов А.Н., Кальнер В.Д., Гласно В.Б. Математическое моделирование технологических процессов и метод обратных задач в машиностроении. М.: Машиностроение, 1990. -230 с.

66. Тихонов А.Н., Арсенин В.Я. Методы решения некорректных задач. -М.: Наука, 1979.-287 с.

67. Фархуллин Р.Г. Комплекс промысловых исследований по контролю за выработкой запасов нефти. Казань, Татполиграфъ, 2002. - 304 с.

68. Фархуллин Р.Г., Никашев О.А. Использование влагомера для исследования скважин. // РНТС. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИО-ЭНГ.- 1979.- Вып.5.- С.35-36.

69. Фархуллин Р.Г.,Никашев О.А., Смыков В.В., Хисамов Р.С., Сулейманов Э.И., Неткач А .Я. О величине скорости звука в газе межтрубного пространства добывающих механизированных скважин. // Нефть Татарстана, 1999.-№1-2.- С.21-24.

70. Фархуллин Р.Г., Никашев О.А., Смыков В.В., Хисамов Р.С., Сулейманов Э.И., Неткач А.Я. Скорость звука в газе межтрубного пространства добывающих механизированных скважин. // Нефтяное хоз-во. 2000.-№7.- С.55.

71. Фархуллин Р.Г., Никашев О.А., Галимуллин И.И., Полушин В.И. Определение места водопритока в стволе горизонтальной скважины. // Интервал. Самара, 2001. - №3. - С.83-85.

72. Форсайт Д.Ж., Молер К. Численное решение систем линейных алгебраических уравнений. М.: Мир, 1969. - 166 с.

73. Хайруллин М.Х., Шамсиев М.Н., Садовников Р.В. Численные алгоритмы решения обратных задач подземной гидромеханики. // Математическое моделирование, 1998, т. 10, №7.- С. 101 -110.

74. Хисамов Р.С., Сулейманов Э.И., Фархуллин Р. Г., Никашев О.А., Гу-байдуллин А.А., Ишкаев Р.К., Хусаинов В.М. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений. М.: ВНИИОЭНГ, 1999. - 226 с.

75. Хисамов Р.С. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений. Казань, Мониторинг, 1996. -288 с.

76. Чарный И.А. Подземная гидромеханика. М.: Гостоптехиздат, 1963.396 с.

77. Чекалюк Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. Киев, Гостехиздат, 1961. - 286 с.

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

79. Чернов Б.С., Базлов М.Н., Жуков А.И. Гидродинамические методы исследования скважин. М.: Гостехиздат, 1960. - 319 с.

80. Черных В.А. Научные основы нестационарных гидродинамических исследований горизонтальных газовых скважин и математические модели пласта, дренируемого системой горизонтальных скважин. М.: ВНИИ-ГАЗ, 1997.-58 с.

81. Штингелев Р.С., Васильева В.Л. Гидрогеодинамические расчеты на ЭВМ: Учебное пособие. М.: МГУ, 1994. - 335 с.

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

83. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. М.: Гостоптехиздат, 1959. - 467 с.144

84. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. М.-Л.: Гостоптехиздат, 1949.-524 с.

85. Chavent G., Dupuy М., Lemonier P. History matching by use of optimal control theory. // SPE FE. 1975. V.15, №1. P. 74-86.

86. Chen W.H., Gavalas G.R., Seinfeld J.H., Wasserman M.L., A new algorithm for automatic history matching. // SPE FE. 1974. V. 14, №6. P. 593-608.

87. Goode P.A., Thambynaygan R.K.M. Pressure drawdown and buildup analysis of horizontal wells in anisotropic media. // SPE FE. 1987. Dec. P.683 699.

88. Kuchuk F.J., Goode P.A., Brice B.W. et al. Pressure transient analysis and inflow preformance for horizontal wells // JPT. 1990. Aug. P. 974-1031.

89. Kuchuk F.J. et al. Pressure transient behavior horizontal wells with and without gas cap or aquifer if SPE FE. 1991. Mar. P. 86-94.

90. Kuchuk F.J., Lenn C., Hook P., Fjerstad P. Performance Evaluation of Horizontal Wells. // SPE 39749, 1998, P. 231-243.

91. Применение разработанной технологии позволило получить информацию о фильтрационных параметрах, характеризующих состояние горизонтальной части ствола, определить источник и место водопритока в скважины.1. Существующее положение1462. База сравнения

92. За базу сравнения принимается кабельная технология на основе ЖГК, применяемая в Альметьевском Управлении геофизических работ ОАО «Татнефтегеофизика». Справка о стоимости работ прилагается.

93. Период, за который подсчитывается экономия

94. Расчет экономического эффекта производится на исследование манометром и термометром в одной горизонтальной скважине.4. Исходные данные

95. Показатели Ед. Стоимость еди- До Послеизм. ницы, руб. коп. внедрения внедрения1 1 2 3 4 5

96. Стоимость партии АУГР руб. 63593,11 63593,11

97. Средняя глубина подвески, м.

98. Нормативная продолжительность 1 ремонта, час.

99. Средняя фактическая стоимость 1 подземного ремонта, т.руб.

100. Нормативная продолжительность ГИС, час980 34,14 33,3 . 0,2

101. Расчет стоимости работы бригады подземного ремонта

102. Состав вахты: Часовая Плановый Итого,тарифная Размер ежемесячной коэффициент руб.ставка, премии, выработки руб. руб. % руб.1 2 3 4 5 6 9

103. Оператор ПРС 6 12,156 110 13,372 140 23,583 49,111разряд

104. Оператор ПРС 5 10,806 разряд.1108871. ИтогЬ22,96225,259140 20,964 43,657 44,547 92,768

105. Стоимость работы вахты 92,77 руб.

106. Стоимость работы вахты с соц.отчислениями 92,77 * 36,1% = 126,26 руб. Стоимость работы подъемника - 282 руб.

107. Итого стоимость работы 1 часа бригады 282 +• 126,26 = 408,26 руб.

108. Элементы затрат До внедрения После внедрения1 2 з1. Эксплуатационные расходы:

109. Амортизационные отчисления НКТ-2.5"231 руб. * 300 п.м. * 2 мес. * 0,767% -АМТ-625010 руб. * 6 шт. * 2 мес. * 1,192%1. Итого1. Затраты на внедрение:1. Стоимость партии АУГР

110. Стоимость работы бригады ПРС 408,26 руб. * 10,2 час408,26 руб. * 36,31 час

111. Трудовые затраты на изготовление 6 контейнеров -токарь 5 разряда2 час. * 9,519 руб. * 1,9* 1,361 -эл/сварщик 5 разряда 6 час. * 11,063 руб. * 2*1,361

112. Транспортные расходы -штанговоз244 руб. * 3,99 час.5. Материалы -труба231 руб. * 6 п.м.

113. Итого затрат на внедрение:в рублях1063,063577,43 4640,4963593,11 4164,2514823,9249,23 180,68973,56

114. Стоимость работ через мештрубье на жестком кабеле, для НГДУ «Ямашнефть»

115. Вид исследований интервал Стоимость (руб)

116. ГК, термометрия, манометр( 2 спуск-подъема) 1.000-1300 м. 42480

117. ПЗР на базе и на скв. 633,65

118. Проезд по дорогам 1 гр. до скв. и обратно -120 км. 1766,45

119. Интерпретация материалов ГИС / 5499,00

120. Компенсируемые затраты 2615,161. Всего: 52994,261. Всего с НДС 20% 63593,11

121. Примечание: Стоимость работ рассчитана согласно ЕРЕР, Сб.49, СН и П,1990 г. и договорной цены на производство геофизических работ в скважинах с зенитным углом более 45 градусов, утвержденных 21.02.1992 г.