Разработка и исследование технологий добычи нефти при применении интенсивных методов воздействия на пласт

Нагиев, Али Тельман оглы

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка и исследование технологий добычи нефти при применении интенсивных методов воздействия на пласт
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка и исследование технологий добычи нефти при применении интенсивных методов воздействия на пласт"

На правах рукописи

НАГИЕВ АЛИ ТЕЛЬМАН ОГЛЫ

Разработка и исследование технологий добычи нефти при применении интенсивных методов воздействия на пласт

Специальность 25.00.17- Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2006

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высш то профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

Научный руководитель:

доктор технических наук, с.н.с. Карнаухов Михаил Львович

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минерал, наук, профессор Попов Иван Павлович

кандидат технических наук Сауиин Виктор Иванович

Ведущая организация:

Открытое акционерное общество «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

Защита диссертации состоится 17 апреля 2006 г. в 900 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, каб. 32.

Автореферат разослан 17 марта 2006 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

В.П.Овчинников

2оое(\

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

На позднем этапе разработки месторождений нефти и газа, характеризующимся высокой обводненностью скважин, неравномерностью выработки запасов, качество выбора рациональных геолого-технологических мероприятий (ГТМ) для стабилизации добычи нефти и газа становится весьма важным.

Одним из главных факторов выбора рациональных ГТМ является достоверность и полнота информации о разработке месторождений и проведенных на них мероприятиях.

Самые крупные месторождения в Тюменской области находятся на третьей стадии разработки с существенным снижением уровней добычи нефти, уменьшением дебетов скважин, увеличением фонда скважин, требующих проведения текущих и капитальных ремонтов.

Остаточные запасы сосредоточены в слабоактивных зонах низкопроницаемых пластов, а также в слабонасыщенных и высокообводненных зонах.

Очевидно необходимо тщательно планировать мероприятия для стабилизации добычи нефти с привлечением различных методов оптимизации работы скважин, эксплуатации УЭЦН, а также таких методов воздействия на пласт, как гидроразрыв пласта, зарезки вторых стволов, бурение горизонтальных и многозабойных скважин.

Одним из ключевых вопросов стабилизации добычи нефти на поздней стадии разработки является правильный подбор насосного оборудования. Как показывают прямые замеры забойных давлений при работе скважин с УЭЦН, ошибки в определении забойных давлений путем оценочных пересчетов столба уровня жидкости в скважине на удельный вес газоводонефтяной смеси (как это делается на практике) приводит к значительным ошибкам. Эти отклонения в значениях давлений расчетных и замеренных достигают 50 и более атмосфер. Ясно, что при этом возникают

РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ БИБЛИОТЕКА { С. Петербург ОЭ I

ошибки и в расчетах депрессий на пласт и, в конечном счете, неверно подбираются установки для добычи нефти.

Серьезнейшей задачей является задача рационального применения глубинных насосных установок. Изучение научно-технической литературы, посвященной этому вопросу, показало, что по существу нет каких-либо содержательных исследований по применению УЭЦН с непосредственным изучением их работы в скважинных условиях.

Для проведения глубокого анализа результативности применяемых методов воздействий на ПЗП и пласт и выявления наиболее эффективных из них необходимо иметь содержательную информацию по "истории" разработки месторождения. Очевидно, необходимо разработать специальную систему представления информации о проведенных ГТМ.

Следует рассматривать как массово применяемые относительно простые мероприятия, которые направлены на очистку ствола скважины, ремонт скважины и подземного оборудования, восстановление проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП), так и сложные затратные работы, такие как гидроразрыв пласта (ГРП), зарезки вторых стволов и бурение скважин с горизонтальным окончанием.

Основным средством, объясняющим состояние выбранных участков для реализации сложных мероприятий, является наличие разнообразных карт визуализации структуры пласта, динамики работы скважин, изменения продуктивности и гидропроводности пласта, изменения давлений и т. д. Закономерности выработки запасов определяются именно в результате комплексного анализа таких карт разработки.

Цель работы. Повышение эффективности добычи нефти при применении интенсивных методов воздействия на пласт.

Задачи исследования

1. Обоснование забойных давлений и депрессий на пласт при подборе глубинных насосных установок.

2. Совершенствование методов гидродинамических исследований скважин (ГДИ), направленных на выбор рациональных ГТМ.

3. Исследование условий работы УЭЦН на основе замера давлений на приеме насоса и определение рациональных режимов эксплуатации насосных установок.

4. Разработка технических и технологических средств для повышения эффективности механизированной добычи нефти.

5. Разработка и промышленная апробация эффективных технологий добычи нефти с применением интенсивных методов воздействия на пласт.

Научная новизна

1. Разработана новая методика определения забойных давлений и депрессий на пласт, учитывающая движение выделившегося из нефти газа в трубном и затрубном пространствах.

2. Впервые разработана система интерпретации результатов исследования скважин с применением методов численного моделирования нестационарной фильтрации жидкости в пласте.

3. Научно обоснованы и предложены новые устройства для очистки скважинных газожидкостных смесей (патенты РФ № 2149991, № 31155).

Практическая ценность

1. Методика итерационного расчета забойных давлений по данным замера динамических уровней жидкости в скважине позволяет точнее определять депрессию на пласт и обоснованно подбирать насосное оборудование.

2. Метод численной интерпретации результатов ГДИ обеспечивает возможность оценки параметров пласта по всем периодам исследования скважин, включая периоды притока и восстановления давления.

3. Внедрение изобретений, связанных с улучшением работы насосных установок (патенты РФ № 2149991, № 31155 и др.), позволяет существенно повысить эффективность добычи нефти.

4. Методика оперативного изучения процессов выработки запасов на отдельных участках пласта позволяет обоснованно выбирать эффективные ГТМ для повышения эффективности разработки месторождений.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались:

- на пятой научно-практической конференции "Пути реализации нефтегазового потенциала ХМ АО" (г. Ханты-Мансийск, 2001 г.);

- на Всероссийской научно-технической конференции "Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе" (г. Тюмень, Тюменский государственный нефтегазовый университет, 2001 г.);

- в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» - 1999-2005 годы;

- на Международной конференции, посвященной 60-летию Тюменской области, г. Тюмень, 2004 г;

на Международной конференции «Нефть и газ Арктического шельфа», г. Мурманск, 17-19 ноября, 2004 г.

Публикации

Основные положения диссертации изложены в 17 печатных работах, в том числе в 1 патенте на изобретение, 8 патентах и свидетельствах на полезную модель.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, 5 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников. Изложена на 166 страницах машинописного текста, содержит 81 рисунок и 5 таблиц. Список использованной литературы включает 116 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность выбранной темы диссертации, сформулированы цель и задачи исследований, а также научная новизна и практическая ценность.

В первом разделе определены основные факторы, влияющие на эффективность подбора насосного оборудования и выбор эффективных геолого-технических мероприятий при мониторинге месторождений.

Показано, что главным фактором выбора рациональных ГТМ является достоверность и полнота информации о разработке месторождений и проведенных на них мероприятиях.

Решение рассматриваемых проблем требует глубокого изучения процессов извлечения нефти, что возможно только на основе компьютерной обработки материалов. В комплексе задач, очевидно, первостепенной является задача создания содержательной базы данных.

Следует рассматривать как массово применяемые относительно простые мероприятия, которые направлены на очистку ствола скважины, ремонта скважины и подземного оборудования, восстановление проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) и другие, так и сложные затратные работы, такие как ГРП, зарезки вторых стволов и т. д.

Такие мероприятия предполагают активное вмешательство в состояние выработки пласта на участках расположения скважин, они ориентированы на значительное увеличение добычи нефти. Эта вторая категория задач, которую приходится решать в процессе осуществления мониторинга разработки, очевидно, требует особых подходов при планировании ГТМ на скважинах (выборе скважин, проектировании оптимальных технологий).

Исходя из всего сказанного и сформулированы указанные выше задачи исследования.

Во втором разделе приведена методика расчета забойного давления по результатам замера динамических уровней в скважине.

При расчете депрессии на пласт, необходимой при подборе забойного оборудования, требуется знание распределения удельных весов жидкости по стволу скважины. Выполненные специальные исследования по замеру давлений на приеме насосов, а также давлений в интервале перфорации со спуском в скважину манометров показали, что применяемые на практике методики расчета забойных давлений путем перемножения высоты (длины) столба динамического уровня на средний удельный вес жидкости в скважине дают большие погрешности. Это связано с неопределенностью определения среднего удельного веса смеси жидкостей в скважине.

Разработана методика расчета забойного давления, которая основана на поинтервальном определении плотности жидкости, изменяющейся по стволу скважины в зависимости от состава поступающей жидкости в скважину, дебита, давления насыщения и т. д. При этом, поскольку давление жидкости в скважине зависит от глубины, на которой она находится (и определяется весом столба жидкости), а плотность самой жидкости, насыщенной газом, зависит от свойств газа, который в свою очередь зависит от давления, то применен способ итерационного расчета давлений и коэффициентов сверхсжимаемости газа. Принят также во внимание фактор непрерывного поступления газа в затрубное пространство в процессе отбора нефти глубинными насосами. По этой методике выполнены расчеты забойных давлений для скважин, в которых регистрировались давления на приемах насосов глубинными манометрами. Получено более высокое совпадение результатов по сравнению с расчетами по упрощенным формулам. Данная методика применяется при подборе насосов в компании ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз».

Поскольку в технической литературе нет четких определений, какие и в каких случаях следует применять методы исследования скважин и интерпретации результатов изучения скважин по записанным кривым восстановления давления (КВД), то в третьем разделе сделано обобщение существующих подходов при изучении переходных процессов в пласте после остановки работающей скважины и прослеживании за восстановлением давления в скважине.

Выполнен системный анализ получаемых на практике разнообразных КВД и определены типовые КВД, соответствующие доминирующим влияниям различных факторов, связанных с работой скважины (емкостный эффект, профиль ствола скважины, наличие штуцера и т. д.), призабойной зоны пласта (скин-эффект, несовершенство вскрытия, нелинейность закона фильтрации) и удаленной зоны пласта (ограниченный пласт, линейный барьер и т. д.).

Показано, что необходимо использовать всю информацию о проведенном исследовании: как все циклы записи кривых давления при отработке скважин, так и в периоды их остановок.

В четвертом разделе показано, что большинство известных методик анализа и интерпретации результатов исследования скважин с записью КП (кривых притока) и КВД основаны на применении точных решений задач о притоке жидкости в скважину и восстановлении давления в ней после некоторого периода отработки. При этом предполагается, что пласт однороден на всей протяженности от скважины до бесконечности, фильтрация жидкости в пласте строго радиальная и т. д. На практике же мы имеем дело с пластами очень сложной структуры: слоистыми, с наличием перемычек, влиянием ниже и вышележащих проницаемых объектов, расположением в районе дренирования других скважин, которые существенно влияют на работу рассматриваемой скважины. Приведены

исходные уравнения для решения задач фильтрации жидкости при исследовании скважин на нестационарных режимах, учитывающие различные ситуации, встречаемые на практике: учтено влияние ствола скважины на КВД и КП, действия скин-эффекта, влияние границ и т. д.

На основе разработанных М.Л. Карнауховым программ расчета кривых притока и восстановления давления с применением методов численного моделирования нестационарных процессов фильтрации в данной работе выполнена адаптация разработанных методик с интерпретацией реальных процессов исследования скважин. Представлены программы настройки рассчитываемых на основе моделирования КВД на конкретные фактические КВД, полученные в промысловых условиях. Таким образом, реализована схема интерпретации фактических КВД на основе методов численного моделирования. Выполнен анализ данных реальных ГДИ с применением как известных методик интерпретации результатов, так и на основе численного моделирования. Показано, что применяемые в настоящее время методы ГДИ в основном ориентированы на получение минимума информации о пластах.

Комплексный анализ результатов ГДИ позволяет получить важные сведения и о работе скважин и о выработке запасов на месторождении и отдельных его участках и, в конечном счете, дает возможность выбрать наиболее перспективные методы воздействия на пласт, подобрать необходимое подземное оборудование и определить оптимальный режим его работы.

На рисунке 1 в качестве примера приведены результаты исследования в процессе бурения скважины № 2011 Романовского месторождения. Диаграмма 1 - фактическая диаграмма давления - получена при испытании. Диаграмма 2, соответствующая аналитическому решению, полностью совпала для периода восстановления давления с исходной фактической КВД. Однако кривая притока (диаграмма 2) имеет совершенно иной вид. Это

связано с тем, что эта кривая экспоненты:

является функцией интегральной

м 4 лкк '

(1)

Р, МПа 27,5

25,0

22.5

20,0

17,5

15.0

1 2 3

/ /_

К = 0.045 МКМ Р^ = 26,55 МПа 3= 8,05

<?, «Лсут 60

Рисунок 1 - Испытание скважины № 2011 Романовского месторождения. Диаграммы давления (кривые притока и восстановления давления): 1 полученные при исследовании; 2 - аналитическое решение; 3 - численное решение

где Р - давление в пласте на расстоянии г от скважины при времени 7, Рт - пластовое давление,

ВД = -]^Л/ . (2)

х и

интегральная экспонента, х = - время; р - сжимаемость; к -

проницаемость; ц - вязкость; т - пористость.

Указанная функция (2) часто используется при анализе КП и КВД при обычном построении рабочих графиков, которая является точным решением уравнения диффузии:

д2Р 1 ЭР _ тцР дР

дг2+гдг к д! ' ( )

Как видно из графиков на рисунке 1, только кривая 3, полученная на основе численного моделирования, полностью совпала с исходной диаграммой давления как на участке притока, так и на участке восстановления давления. Поскольку параметры пласта, подобранные при моделировании, обеспечили получение такой модельной диаграммы давления, полностью совпавшей с фактической диаграммой давления, то это означает, что метод численного моделирования процессов исследования скважин является более точным по сравнению со стандартными методами, основанными на применении известных решений, относящихся только к определенным участкам диаграммы давления.

Выполнение ГДИ на основе системного подхода направлено в первую очередь на получение результатов, необходимых для настройки создаваемых постоянно действующих гидродинамических моделей. Оптимизация решения этой важнейшей задачи зависит от реализации на производстве современных технологий, включающих массовый переход на проведение мониторинговых исследований в добывающем фонде скважин стационарными дистанционными датчиками под приемом насоса. Это позволяет, не останавливая действующие скважины на время исследований, реализовать

эффективные технологии обработки для многоцикловых ГДИ, проводить измерения в таких, например, сложных скважинах, как горизонтальные.

В настоящее время основной фонд скважин в большинстве нефтяных компаний, разрабатывающих нефтяные месторождения в Западной Сибири, эксплуатируется с применением УЭЦН. Однако совершенно неясны особенности работы этих глубинных насосов из-за отсутствия информации, замеренной непосредственно в скважинных условиях. В данной работе приводятся результаты уникальных экспериментов по замерам давлений на приемах насосов ряда скважин Приобского месторождения, осуществленных на основе глубинных манометров-термометров, установленных ниже приема насоса.

Выполнено 37 замеров глубинными приборами в 28 скважинах. Результаты замеров позволили определить наиболее оптимальные условия работы насосных установок. При этом основные характеристики работы УЭЦН найдены на основе данных ГДИ с учетом РУТ свойств поступающих флюидов. То есть определены забойные давления, плотности скважинной жидкости и газосодержания (как на приеме насоса, так и в затрубном пространстве).

Для различных типов насосов определены средние значения плотности и газосодержания добываемой жидкости на момент остановки насоса (рисунки 2 и 3). Из полученных графиков видно, что чем больше производительность насоса, тем при меньшей плотности жидкости на приеме насоса и при большем значении газосодержания он выходит из строя.

Очевидно, что знание всех приведенных выше параметров работы скважины в процессе ее эксплуатации позволит продлить срок эксплуатации насосного оборудования, то есть увеличить МРП (межремонтный период), который по Приобскому месторождению составил 94-100 суток.

Таким образом, имея датчики давления на приеме насоса работающей скважины, проведя остальные необходимые замеры и рассчитав плотность и газосодержание жидкости, в которой работает насос, можно своевременно принять решение о его переводе на более оптимальный режим.

Р 2

^ г?

а ъ

о Я

О <и

| §

2 в

ё & 200

800 700 600 500 400 300

100

200

300

Производительность насоса, кг/сут

Рисунок 2 - Зависимость производительности насоса от плотности жидкости на момент его остановки

« а

4> м

К 2

& а

О те о и о о

Я сс

и X

100 150 200 250

300 350

Производительность насоса. и3 'сут

Рисунок 3 - Зависимость производительности насоса от газосодержания на момент его остановки

В результате выполненных исследований установлено следующее: определены остановочные (критические) параметры состояния скважинной жидкости для различных типов насосов; показана необходимость контроля

за газосодержанием, плотностью, температурой и давлением посредством глубинных датчиков для увеличения МРП глубинно-насосного оборудования; обоснованы величины планируемого дебита для различных типов скважин.

В пятом разделе приведены результаты разработки технических и технологических средств для улучшения работы глубиннонасосного оборудования и эксплуатационных характеристик скважины.

Так, на уровне изобретения автором совместно с Радченко М.Д., Виноградовым C.B. и Гарифуллиным P.M. разработано "Устройство для очистки скважинной газожидкостной смеси" - № 2149991-Cl, которое обеспечивает очистку газожидкостной смеси (ГЖС) от газа и механических примесей, и тем самым - обеспечивает увеличение срока службы и стабильности работы насосного агрегата. Актуальность такой разработки состоит в том, что в последние годы эксплуатация глубиннонасосных установок существенно усложнилась вследствие того, что из-за повсеместного применения гидроразрывов пластов в скважине практически всегда после ГРП остается проппант, а также проппант попадает в скважину из трещины при запуске ее в работу. Этот твердый прочный материал становится вредным препятствием в работе насосных установок. Особенно проблематично вести эксплуатацию скважин после ГРП при погружении насосов непосредственно в зону перфорации.

Другая причина, усложняющая работу глубинных насосов, - это попадание газа в насосную установку. Обычно очистка скважинной газожидкостной смеси, осуществляется газосепаратором, который, однако, не обеспечивает очистку ГЖС от механических примесей. Применение в настоящее время специальных устройств для очистки скважинной газожидкостной смеси от мехпримесей, устанавливаемых в компоновке погружных насосов, также не обеспечивает надежной очистки.

Разработанное автором устройство-шламосборник для очистки скважинной газожидкостной смеси от газа и механических примесей существенно улучшают работу глубинных насосов (рисунок 4).

№2149991-С1

Устройство включает трубный корпус 1, представляющий собой стандартную секцию УЭЦН с головкой 2. Головка 2 является стандартной модульной головкой. В основании устройства установлен приемный фильтр 3 с валом 4. На валу 4 набраны кольца 5 и направляющие рабочие аппараты 6, которые жестко закрепляются на корпусе 1. Кольца и направляющие рабочие аппараты с карманами-мешками на периферии 7

служат для улавливания и осаждения мехпримесей. На валу 4 выше и ниже сборки колец 5 и направляющих рабочих аппаратов 6 установлено по одному подшипнику 8. Устройство увеличивает срок службы и стабильность работы глубинных насосов с высоким качеством очистки ГЖС от газа и механических примесей.

Усовершенствованы также конструкции штанговых глубинных насосов: так на «Устройство противоприсыпное и устройство герметизации скважинных вставных насосов» Российское агентство по патентам и товарным знакам выдало свидетельство на полезную модель (№ 17953-1Л).

Все разработанные автором устройства нашли применение при добыче нефти в ОАО «Сибнефть-ННГ».

В этом же разделе приведен анализ результатов ГТМ на месторождениях и определены наиболее эффективные методы воздействия на пласт. Разработана система типовых ГТМ, которая позволяет подбирать наиболее эффективные мероприятия при ежемесячном планировании этих работ, при составлении текущих и долгосрочных программ интенсификации добычи нефти в нефтяных компаниях.

Метод выбора рациональных ГТМ реализован на основе экспресс-анализа состояния разработки участков пласта, на которых планируется интенсификация скважин-кандидатов для ГТМ. Показано, что при текущем планировании ГТМ на месторождениях инженерной службе приходится рассматривать сотни (иногда тысячи) скважин-кандидатов для проведения как простых операций (СКО и др.), так и дорогих и сверхсложных (ГРП, зарезки вторых стволов и др.).

Поэтому при принятии решений по выбору различных ГТМ рекомендуется как прибегать к статистическим оценкам уже проведенных работ на месторождении, так и привлекать такие сложные средства прогноза результата как гидродинамическое моделирование.

Предлагаемый в диссертации метод анализа состояния разработки состоит в том, что строятся карты динамики работы скважин в виде

графиков изменения дебитов жидкости в добывающих скважинах и приемистости - в нагнетательных - за весь период эксплуатации. Фрагмент такого построения показан на рисунке 5, отражающем работу одного из участков Сугмутского месторождения. Представлены данные о динамических и статических уровнях - (1), забойных и пластовых давлениях - (2), способах эксплуатации, основных проведенных ГТМ - (3). Представлены также разрезы скважин в виде нормализованных характеристик аПс - (4) и электрического сопротивления р„ - (5). Выделены нефтенасыщенные, водонысыщенные и переходные зоны. Показаны интервалы перфорации - (6). Рассматриваемый фрагмент динамической карты разработки отображает работу 11 добывающих скважин в районе нагнетательной скважины № 1747.

174Í

^ • „„ Рисунок 5. Фрагмент участка пласта (а) н

пы 1,46 ^ графики работы скважин на выбранном

ф г,п участке (б) пи

• •

• „и ™

174

Пределы изменения дебита жидкости и нефти на всех графиках: от 0 до 100 т/сут, а приемистости нагнетательных скважин - от 0 до 1000 м3/сут. Из приведенного фрагмента видно, что работа большей части добывающих скважин на выделенном участке месторождения прямо определяется работой

нагнетательной скважины № 1747. Сначала в течение года последняя скважина работала в режиме отработки как добывающая скважина. В этот период окружающие данную скважину другие добывающие скважины, также введенные в эксплуатацию практически одновременно с ней, стали частично терять свой потенциал: некоторое снижение давления и дебита происходит в скважинах № 1745, № 1746, 1764; существенно снизился дебит в скважине № 1765; в северо-восточной части скважины № 1726, 1708 и 1727 практически не реагируют на рассматриваемую скважину № 1747 и скорее всего режим их работы определяется взаимодействием других скважин, находящихся севернее и восточнее.

После перевода под закачку скважины № 1747 стабилизировались динамические уровни и дебиты скважин № 1745, № 1746,1764. Существенно повысился дебит в скважине № 1765. В скважине № 1728 стало постепенно повышаться забойное давление и спустя год ее эксплуатации с применением ШГН оптимизировали режим ее работы сменой установки на УЭЦН, в результате чего ее дебит повысился до 25 т/сут. Таким образом, в восточном направлении реагирование скважины, хотя и несущественное, но отмечено.

Интересно отметить, что за последующие два года работы нагнетательной скважины, только в скважине № 1766 отмечается прорыв нагнетаемой воды с резким снижением дебита (что стало резко проявляться спустя полтора года стабильной ее работы).

По приведенным графикам можно заметить и такую особенность, как то, что ряд скважин работает со стабильным процентом обводненности (скв. № 1745, № 1746, №1785). Стабильная обводненность связана с перетоками, а не с прорывами нагнетаемой воды, причем процент воды прямо определяется расстоянием до водонасыщенных пластов.

Рассмотренный фрагмент работы участка месторождения, представленный в виде карт добычи нефти, показывает, как по данным динамики работы скважин можно делать конкретные выводы о направлении потоков и взаимовлиянии скважин, об изменении давления на забоях и ее

причине, о характере обводнения скважин и стабильности процента воды. Все это является хорошей базой для принятия решений при текущем планировании ГТМ с достаточной геологической и технологической обоснованностью.

Приведены результаты бурения в ОАО «Сибнефть-ННГ» уникальных скважин с длинными (более 500 м) и сверхдлинными (более 1000 м) горизонтальными окончаниями. Поскольку планирование большинства новых скважин осуществлялось в экспериментальном порядке и многие решения принимались на основе многочисленных обсуждений в компании, то ряд решений, приведенных в данной работе, были приняты во внимание при прогнозировании добычи нефти из горизонтальных скважин, подборе насосов, оценки состояния участков разработки с этими скважинами.

В качестве примера успешного строительства горизонтальных скважин показаны результаты работы скв. № 2515Г с горизонтальной частью ствола длиной 1311 м. В скважину спущена насосная установка КС-12000-132 компании «ЦЕНТРИЛИФТ».

На рисунке 6 представлен блок пласта с изображением профиля скважины № 2515Г. Видно, что профиль скважины проходит таким образом, что в разработку продуктивного пласта максимально вовлекаются запасы. Пусковой дебит 1500 м3/сут, который снизился до 790 м3/сут (рисунок 7).

Аналогична работа ряда других таких скважин. Таким образом, видим, что применение систем разработки с бурением горизонтальных скважин является перспективным по увеличению добычи нефти и повышению нефтеотдачи пластов.

В целом горизонтальные скважины имеют следующие преимущества перед вертикальными: они кратно увеличивают дебит вследствие большой длины горизонтальной части ствола, проходящего по продуктивному пласту; снижают вероятность образования конусов воды и газа благодаря меньшей депрессии на пласт, в результате чего увеличивается безводный период добычи нефти; снижают падение давления в прискважинной зоне; более

обширный и более эффективный дренаж приводит к увеличению суммарного коэффициента извлечения запасов нефти.

0.015

0,050

0,0-5

0,010 МКМ"'

Рисунок 6 - Фрагмент гидродинамической модели и профиль скв. № 2515Г

■30 •25 ■20

2000 1600 1600 1400 1200 1000

О-

600 400 200 0

2515 Г — «ж- м'/с*т

[Дут

1 1

к.

етэищ ♦--

у---ф,-

А А А 1 АА АА 1 А Л к к А

100

150 200 суткп

250

300

15 '

(Т

_с 10 Л

Рисунок 7 - График работы скважины № 2515Г

Основные выводы и рекомендации

1. Предложен комплекс научно-технических и технологических решений по оптимизации добычи нефти на основе выявленных закономерностей фильтрации пластовых флюидов в залежи и движения жидкости в скважине, обеспечивающий подбор эффективного насосного оборудования.

2. Разработана система интерпретации результатов исследования скважин с применением методов численного моделирования нестационарной фильтрации жидкости в пласте, которая позволяет осуществлять комплексный анализ данных ГДИ, включая все периоды притоков и восстановлений давления.

3. Обоснована необходимость и создана комплексная база данных по геолого-техническим мероприятиям, обеспечивающая в формализованном виде накопление и хранение данных о всем объеме проводимых операций на скважинах при их эксплуатации, текущих и капитальных ремонтах.

4. Для оперативного изучения активности выработки запасов на отдельных участках пласта разработана система, включающая построение карт разработки с нанесением на них информации о динамике работы скважин, их геофизической характеристике, проведенных ГТМ, данных об изменении давления и других сведений, характеризующих работу скважин.

5. Выявлены особенности работы УЭЦН в условиях высокого газосодержания продукции. Определены рациональные режимы эксплуатации насосных установок.

6. Предложенный ряд методических, технических и технологических средств обеспечивает возможность существенно повысить межремонтный период работы нефтяных скважин. Применение этих разработок автора на месторождениях ОАО «Сибнефть-ННГ» позволило в 2000 - 2005 годах ежегодно экономить до 5-7 млн. рублей за счет снижения затрат на эксплуатацию глубинных насосных установок.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Нагиев А.Т. Справочник мастера по добыче нефти и ремонту скважин/ А.Т.Нагиев, В.В.Жеребцов, В.Б.Мазепа. - Ноябрьск: изд. ЗАО ИП «Благовест». 2004. - 585 с.

2. Карнаухов МЛ. Прогноз продуктивности скважин при проведении гидроразрыва пластов / M.JI. Карнаухов, А.Т. Нагиев, H.H. Даниленко, П.Ю. Казанцев, Е.М. Пьянкова // Нефть и газ Арктического шельфа: Материалы Международной конференции, г. Мурманск, 2004 . - М., ВНИИОЭНГ, 2004. -С. 45-50.

3. Карнаухов M.JI. Гидродинамическое моделирование процессов разработки месторождений нефти и газа / МЛ.Карнаухов, Л.М.Гапонова,

A.Т.Нагиев, Е.М.Пьянкова, Н.Н.Даниленко // Современные методы изучения пластов и скважин при решении задач разработки газовых и нефтяных месторождений: Сб. трудов каф. РЭГМ ТюмГНГУ. Вып 1. - Тюмень, изд ТюмГНГУ, 2004 . - С. 68 - 74.

4. Нагиев А.Т. Прогноз продуктивности скважин при ГРП / А.Т.Нагиев, НН.Даниленко, С.Н.Овчинников, Е.М.Пьянкова// Там же. - С. 74-79.

5. Нагиев А.Т. Формулы ремонта скважин/ А.Т.Нагиев, Л.М.Гапонова,

B.К.Бочкарев // Там же. - С.132-137.

6. Нагиев А.Т. Исследование работы скважин, оборудованных УЭЦН с установкой глубинных манометров/ А.Т.Нагиев, Е.М.Пьянкова, О.Г.Отрадных, Е.С.Буйнов // Там же. - С. 137-152.

7. Карнаухов М.Л. Выбор скважин для проведения гидроразрывов пластов при эксплуатации скважин на поздней стадии разработке месторождений / МЛ.Карнаухов, И.К.Николаиди, А.Т.Нагиев, А.В.Таловиков, В.К.Бочкарев // Перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазовой провинции: Материалы науч.-практ. конф., посвященной 60-летию Тюменской области. - Тюмень, изд. ФГУП «ЗапСибНИИГГ», 2004. - С. 322327.

8. Карнаухов М.Л. Перспективы применения горизонтального бурения скважин при разработке месторождений сложной структуры/ МЛ Карнаухов, А.Т.Нагиев, Л.М. Гапонова, В.К. Бочкарев // Там же. - С.327-329.

9. Свидетельство на полезную модель. 13388 РФ, Е 21 33/00. Клапан скважинный для глубинно-насосного оборудования (варианты)/ В.Б.Мазепа, А.Т.Нагиев, М.Д.Радченко, C.B. Виноградов, Р.М.Гарифуллин (Россия). Опубл. 16.11.1999.

10. Пат. 2149991 РФ, Е 21 33/00. Устройство для очистки скважинной газожидкостной смеси / А.Т. Нагиев, М.Д.Радченко, С.В.Виноградов, P.M. Гарифуллин (Россия). Опубл. 27.05.2000.

11. Свид. на полезную модель. 17953 РФ, Е 21 33/00. Устройство противоприсыпное и устройство герметизации скважинных вставных насосов / В.Б.Мазепа, А.Т.Нагиев, С.В.Виноградов, М.Д.Радченко. (Россия). Опубл. 26.06.2000.

12. Свид. на полезную модель. 29714 РФ, Е 21 33/00. Наматыватель кабеля / А.Т.Нагиев, В.Б.Мазепа. (Россия). Опубл. 6.05.2002.

13. Свид. на полезную модель. 27582 РФ, Е 21 33/00, Наматыватель кабеля/ А.Т. Нагиев, В.Б. Мазепа (Россия). Опубл. 5.06.2002.

14. Свид. на полезную модель. 27836 РФ, Е 21 33/00. Поршень опрессовочный. Нагиев А.Т. (Россия). Опубл. 12.08.2002.

15. Пат. на полезную модель 33155 РФ, Е 21 33/00. Клапан внутрискважинный / А.Т. Нагиев, В.Б.Мазепа, М.Д. Радченко, P.M. Гарифуллин (Россия). Опубл. 17.04.2003.

16. Пат. на полезную модель. 33395 РФ, Е 21 33/00. Шламоуловитель модернизированный Нагиева (ШУМ-Н) / А.Т.Нагиев (Россия). Опубл. 26.06.2003.

Соискатель

Нагиев А.Т.

ЛР №

от

Подписано к печати «_»

Объем 1.0 п.л.

2006 г.

Тираж 100

Заказ №

RISO

I \

h Ï

i t

»-6371

Подписано к печати /7. г/ с£ Бум. писч. № 1

Заказ № <f ¥ Уч. - изд. л.

Формат 60x84 '/16 Усл. печ. л.

Отпечатано на RISO GR 3750 Тираж экз.

Издательство «Нефтегазовый университет» Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Нагиев, Али Тельман оглы

ВВЕДЕНИЕ.

1. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ПОДБОРА насосного оборудован™ и выбора рациональных

ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ ПРИ

ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ.,.

2. РАСЧЕТ ЗАБОЙНЫХ ДАВЛЕНИЙ.

3. ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИН НА ВОССТАНОВЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ.

3.1 Общие сведения.

3.2 Идеальный процесс восстановление давления.

3.3 Реальные кривые восстановления давления.

3.4 Отклонения от допущений, принятых в теории идеального исследования скважин.

3.5 Качественная оценка полученных промысловых данных испытаний.

3.6 Продолжительность послеприточного эффекта.

3.7 Определение проницаемости.

3.8 Загрязнение и активизации ПЗП.

4. АНАЛИЗ ПРОЦЕССОВ ФИЛЬТРАЦИИ НА ОСНОВЕ МОДЕЛИРОВАНИЯ.

4.1. Численные методы интерпретации результатов исследования скважин.

4.2 Совершенствование методов проведения и интерпретации ГДИ при выборе рациональных ГТМ.

4.3 Применение ГДИ при подборе глубинных насосов.

5. ВЫБОР ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ И ЭФФЕКТИВНЫХ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ.

5.1 Разработка технических и технологических средств для улучшения работы глубиннонасосного оборудования.

5.1.1 Очистка скважины от газожидкостной смеси.

5.1.2 Совершенствование конструкций штанговых глубинных насосов.

5.1.3 Клапан скважинный для глубинно-насосного оборудования.

5.1.4 Усовершенствование элементов скважинного оборудования.

5.2 Выбор эффективных геолого-технологических мероприятий для интенсификации добычи нефти.

5.2.1 Разработка информационной системы по ГТМ.

5.2.2 Типовые характеристики работы скважин в течение длительного периода эксплуатации.

5.2.3 Разработка методов выбора эффективных ГТМ.

5.3 Применение горизонтальных скважин для интенсификации добычи нефти.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и исследование технологий добычи нефти при применении интенсивных методов воздействия на пласт"

Актуальность работы

Самые крупные месторождения в Тюменской области находятся на третьей стадии разработки с существенным снижением уровней добычи нефти, уменьшением дебитов скважин, увеличением фонда скважин, требующих проведения текущих и капитальных ремонтов.

Решение рассматриваемых проблем требует глубокого изучения процессов извлечения нефти, что возможно только на основе компьютерной обработки материалов.

Серьезнейшей задачей является задача рационального применения глубинных насосных установок. Изучение научно-технической литературы, посвященной этому вопросу показало, что по существу нет каких-либо содержательных исследований по применению УЭЦН с непосредственным изучением их работы в скважинных условиях. tf Для проведения глубокого анализа результативности применяемых методов воздействий на ПЗП и пласт и выявления наиболее эффективных из них необходимо иметь содержательную информацию по "истории" разработки месторождения. Очевидно, необходимо разработать специальную систему представления информации о проведенных ГТМ.

Следует рассматривать как массово применяемые относительно простые мероприятия, которые направлены на очистку ствола скважины, ремонта скважины и подземного оборудования, восстановление проницаемости * призабойной зоны пласта (ПЗП) и другие, так и сложные затратные работы, такие как ГРП, зарезки вторых стволов и бурение скважин с горизонтальным окончанием.

Основным средством, объясняющим состояние выбранных участков для реализации сложных мероприятий, является наличие разнообразных карт визуализации структуры пласта, динамики работы скважин, изменения продуктивности и гидропроводности пласта, изменения давлений и других карт. Закономерности выработки запасов определяются именно в результате комплексного анализа таких карт разработки. t Цель работы. Оптимизация технологий добычи нефти при применении интенсивных методов воздействия на пласт.

Задачи исследования

1. Обоснование забойных давлений и депрессий на пласт при подборе глубинных насосных установок.

2. Совершенствование методов ГДИ, направленных на выбор рациональных ГТМ.

5. Совершенствование информационных баз данных по применяемым ГТМ в процессе разработки нефтяных месторождений и выбор на их основе рациональных ГТМ.

6. Применение методов оценки состояния разработки нефтяных месторождений для прогноза работы горизонтальных скважин.

Практическая ценность

1. Разработана методика итерационного расчета забойных давлений по данным замера динамических уровней жидкости в скважине.

2. Усовершенствован метод численной интерпретации результатов ГДИ, обеспечивающий выявление основных характеристик работы скважины и пласта и выбор рациональных ГТМ.

3. Разработанный новый метод изучения работы глубинно-насосных установок на основе замера давлений на приеме насоса.

4. Разработан на уровне изобретений (9 авторских свидетельств и патентов) ряд технических и технологических средств для повышения эффективности добычи нефти.

5. Для оперативного изучения активности выработки запасов на отдельных участках пласта разработана система, включающая построение карт разработки с нанесением на них информации о динамике работы скважин, их геофизической характеристике, проведенных ГТМ, данных об изменении давления и других сведений, характеризующих их работу.

6. Разработана информационная система, обеспечивающая непрерывную передачу и накопление в информационном центре нефтяной компании данных о проводимых ГТМ, формирование содержательной базы данных по мероприятиям и оценку их эффективности.

7. Выявлены тенденции и перспективы развития разнообразных методов ГТМ для месторождений, вступающих на позднюю стадию разработки: показано, что наиболее перспективными являются методы воздействия на пласт путем гидроразрыва, зарезки вторых стволов, а также применения различных методов регулирования потоков в пласте.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Нагиев, Али Тельман оглы

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Разработана новая методика итерационного расчета забойных давлений и депрессий на пласт, учитывающая изменение свойств скважинной жидкости по стволу скважины в процессе ее эксплуатации.

3. Выявлены особенности работы УЭЦН в условиях высокого газосодержания продукции. Определены рациональные режимы эксплуатации насосных установок.

4. Предложен ряд технических и технологических средств, обеспечивающих повышения межремонтного периода работы нефтяных скважин.

5. Обоснована необходимость и создана комплексная база данных по геолого-техническим мероприятиям, обеспечивающая в формализованном виде накопление и хранение данных о всем объеме проводимых операций на скважинах при их эксплуатации, текущих и капитальных ремонтах.

6. Для оперативного изучения активности выработки запасов на отдельных участках пласта разработана система, включающая построение карт разработки с нанесением на них информации о динамике работы скважин, их геофизической характеристике, проведенных ГТМ, данных об изменении давления и других сведений, характеризующих их работу.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Нагиев, Али Тельман оглы, Тюмень

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

2. Бабаев С.Г. Надежность нефтепромыслового оборудования. М.: Недра, 1987. 264 с.

3. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. 211 с.

4. Барзилович Е.Ю. Модели технического обслуживания сложных систем. М.: Высшая школа, 1992. -231 с.

5. Белоус В.Б., Билинчук А.В., Кременецкий М.И., Силов В.Ю Технология гидродинамических исследований эксплуатационных нефтяных скважин механизированного фонда , КАРОТАЖНИК, № 98, 2002 г.

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

7. Васильевский Н.В., Петров А.И. Техника и технология определения параметров скважин и пластов., М.,Недра, 1989.

8. Вентцель Е.С. Теория вероятностей. Изд-во «Наука», 1964.

9. Глова В.Н., Латышев В.Н. "Результаты гидроразрыва пласта на месторождениях ОАО "Пурнефтегаз", НХ, № 1, 1996, с. 52-54.

10. Кричлоу Генри Б. Современная разработка нефтяных месторождений проблемы моделирования. - М.: Недра, 1979. - 302 с.

11. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1987.-247 с.

12. Каменецкий С.Г., Кузьмин В.М., Степанов В.П. Нефтепромысловые исследования пластов. М.: Недра, 1974. 224 с.

13. Каневская Р.Д., Кац P.M. "Оценка эффективности гидроразрыва пласта при различных системах заводнения" НХ, № 6, 1998, с. 34-37.

14. Карнаухов М.Л. Гидродинамические исследования скважин испытателями пластов. М.: Недра, 1991, 204 с.

15. Карнаухов M.J1., Пьянкова Е.М. Исследования скважин при контроле за разработкой нефтяных месторождений. Труды всероссийской научно-технической конференции "Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы", Т. 1, Альметьевск, 2001, с. 315 323.

16. Карнаухов М.Л. К вопросу о применимости методик определения параметров пласта по данным испытания скважин. / М.Л.Карнаухов, Н.Ф. Рязанцев // Нефт.хоз-во. 1976, № 1. - С. 18-20.

17. Карнаухов М.Л. Влияние притока жидкости на кривые восстановления давления при испытании скважин. // Нефт. хоз-во. 1977, № 9. - С. 29-33.

18. Карнаухов М.Л. Гидропрослушивание скважин // Карнаухов М.Л., Гапонова Л.М., Андреев B.C. / Там же.- С. 34-35.26. 1. Карнаухов М.Л., Рязанцев Н.Ф. Справочник по испытанию скважин., М.Недра, 1984.

19. Кокорин А.А., Заболотнов А.Р. "Особенности разработки юрских отложений Нижневартовского района с применением гидроразрыва пласта", НХ,№ 10, 1997, с. 54-58.

20. Кульпин Д.Г. Гидродинамические методы исследования нефтегазоносных пластов./ Д.Г.Кульпин, Ю.А. Мясников // М.: Недра, 1974. -200 с.

21. Кучумов Р.Я., Сагитова Р.Г., Хабибуллин З.А. и др. Применение вероятностных методов к решению задач нефтегазодобычи. Уфа: УНИ, 1984.-94 с.

22. Кучумов Р.Я., Узбеков Р.Б. Оптимизация процесса глубинно-насосной нефтедобычи в условиях Башкирии. Уфа: Башкнигоиздат. 1986.-160 с.

23. Кучумов Р.Я., Кучумов P.P. Математические методы обработки статистической информации на ЭВМ. Тюмень. Изд-во ТюмГНГУ, 1995.

24. Кучумов Р.Я., Нурбаев Б., Кучумов P.P. Моделирование надежности нефтепромысловых систем и ремонтно-изоляционных работ в осложненных условиях. Тюмень. Изд-во «Вектор Бук», 1998.-224 с.

25. Кучумов Р.Я., Кучумов P.P. Модели надежности функционированиянефтепромысловых систем. Тюмень. Изд-во «Вектор Бук», 1999.-132 с.

26. Лукьянов Э.Е. Исследование скважин в процессе бурения. М.: Недра, 1979,-248с.

27. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. М.: Гостоитехиздат, 1949 628с.

28. Малышев А.Г., Малышев Г.А. и др. "Анализ технологии проведения ГРП на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз", НХ, № 9, 1997, с. 40-46.

29. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. Уфа: Гил ем, 1999. — 122 с.

30. Нагула В.Д. "Определение давления на приеме ЭЦН в условиях работы насоса с повышенным газосодержанием." М., Нефтепромысловое дело. №12, 1977.

31. Николаевский В.Н., Басниев К.С. и др. Механика насыщенных пористых сред. М.: Недра, 1970. 355 с.

32. Рязанцев Н.Ф., Карнаухов М.Л., Белов А.Е. Испытание скважин в процессе бурения., М. Недра, 1982.

33. Ревенко В.Н. Проблемы разработки месторождений Западной Сибири и пути из решения./ Материалы совещания: Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения. Альметьевск, сентябрь 1995. -М.: ВНИИОЭНГ, 1996.

34. Ром Е.С. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород. М.: Недра, 1966. - 284 с.

35. Регламент скважинных исследований, гидродинамические исследования скважин НК "Сибнефть".

36. Руководство по исследованию скважин / А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов и др. М.: Наука, 1995. 523 с.

37. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963. 369 с.

38. Чекалюк Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. Киев: Госнаучтехиздат Украины, 1961. 286 с.

39. Чекалюк Э.Б. Универсальный метод определения физических параметров пласта по измерениям забойных давлений притока. Нефт. хоз-во. 1964, №3.-С. 36-40.

40. Чернов Б.С., Базлов М.Н., Жуков А.И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М.: Гостоптехиздат, 1960. 319 с.

41. Шагиев Р. Г. Исследования скважин по КВД. М.: Наука, 1998, 304 с.

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

43. Щелкачев В.Н. Основы и положения теории неустановившейся фильтрации. Монография: В 2 ч. М.: Нефть и газ, 1995.4. 1. 586 е.; 4.2. 493 с.

44. Щелкачев В.Н. Упругий режим пластовых водонапорных систем. М.: Гостоптехиздат, 1948., 144 с.

45. Яковлев В.П. Гидродинамический анализ недр. Ч. 1, Анализ притоков. ОНТИ, Москва. 1936., 206 с.

46. Agarwal R.G., Al-Hussainy R., Ramey H.J. An Invastigation of Wellbore Storage and Skin Effect in Unsteady Liquid Flow: I. Analytical Treatment. SPEJ, Sept. 1979.-p. 279-290.

47. Allain O., Home R.N. The Use of Artificial Intelligence for Model1.entification in Well Test Interpretation in Automated Pattern Analysis in Exploration Geophysics. // editors I. Palaz and S. Sengupta, Springer-Verlag, 1992.

48. Ammann C.B. Case Histories of Analysis of Characteristics of Reservoir Rock from Drill-Stem Test. // J. Petrol. Technol., May I960.- No 5 .-p. 27-56.

49. Anraku Т., and Home, R.N. Discrimination Between Reservoir Models in Well Test Analysis. // SPE Formation Evaluation, June, 1995, p. 114-121.

50. Athichanagom S. and Home R.N. Automatic Parameter Estimation of Well Test Data using Artificial Neural Networks. // SPE 30556, presented at the 70th Annual Technical Conference & Exhibition, Dallas, TX, October 22-25, 1995.

51. Barua J., Home R.N., Greenstadt J.L., Lopez L. Improved Estimation Algorithms for Automated Type Curve Analysis of Well Tests. // SPE Formation Evaluation, (March 1988), p. 186-196.

52. Bittencourt A.C., and Home R.N. Reservoir Development and Design. // Optimization, SPE 38895 presented at the 72nd Annual Technical Conference & Exhibition, San Antonio, TX, October 5-8,1997.

53. Black W,M. A Review of Drill-Stem Testing Techniques and Analysis // J. Petrol. Technol., June 1956. p. 21-50.

54. Brill J.P., Bourgoyne A.T., Dixon T.N. Numerical Simulation of Drillstem Tests as an Interpretation Technique. // J.P.T., Nov. 1969.

55. Boardet D. et al. New type curves and Analysis of fissured zone well tests. World oil, Apr. 1984.

56. Carslow H.S. and Jaeger J.C. Conduction of Heat in Solids // 2 edition- at the Clarendon Press , Oxford, London, 1959.-542 p.

57. Cobbet J.S. Use Down Hole Mud Motor as a Pump for DST // J.P.T, Apr. 1982.

58. Composite Catalog of Oil Field Equipment and Services // 1982-1983,1988-1989.

59. Cooper H.H., Bodehoeft J.D., Papadopulos J.S. Response of Finite Diameter Weels to an Instantaneous Charge of Water // Water Resources Research., 1967.- No5.- p. 265-269.

60. Dake L. P. Fundamentals of Reservoir Engineering // Elsevier Scientic Publishing Company, New York, 1978.

61. Deng X.F. and Home R.N. Well Test Analysis of Heterogeneous Reservoirs, SPE 26458, Proceedings 68th Annual SPE Technical Conference and Exhibition, Houston, TX, October 3-6, 1993.

62. Deng X.F. and Home R.N. Description of Heterogeneous Reservoirs Using Tracer and Pressure Data Simultaneously, SPE 30591, presented at the 70th Annual Technical Conference & Exhibition, Dallas, TX, October 22-25,1995.

63. Dye L.W., Home R.N. and Aziz, K. A New Method for Automated History Matching of Reservoir Simulators, paper SPE 15137, Proceedings 1986 SPE California Regional Meeting, Oakland, CA, April 2-4, 1986. p. 443-461.

64. Earlougher R.C. Jr Advances in Well Test Analysis // SPE Monograph 5, 1977.r 76. Economides M.J., Brand C.W. and Frick T.P. Well Configurations in

65. Anisotropic Reservoirs, SPEFE (Dec. 1996), 257-262. (Also Paper SPE 27980, 1994).

66. Fetcovich M.J. Decline Curves Analysis Using Typr Curves // JPT, June, 1980.-p. 1065-1077.

67. Fernandez В., Ehlig-Economides C., and Economides M.J. Multilevel Injector/Producer Wells in Thick Heavy Crude Reservoirs, Paper SPE 53950, 1999.t \

68. Gerard, M.G., and Home, R.N. Effects of External Boundaries on the Recognition and Procedure for Location of Reservoir Pinchout Boundaries by Pressure Transient Analysis, Soc. Pet. Eng. J., (June 1985), p. 427-436.

69. Gilly, P., and Home, R.N. A New Method for Analysis of Long-Term Pressure History, SPE 48964, presented at the 73rd Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, LA, 27-30 September 1998.

70. Guillot A.Y., and Home R.N. Using Simultaneous Downhole Flow Rate and Pressure Measurements to Improve Analysis of Well Tests, SPE Formation Evaluation, (June 1986), p. 217-226.

71. Hawkins M.F. A Note on the Skin Effect // J. Petrol. Technol. Dec. 1956. -p. 65; Trans. AIME, 1956, 207. p. 356-357.

72. Hegeman P.S. and all. Well-Test Analysis With Changing Wellbore Storage //SPEFE., Sept. 1993.-p. 201-207.

73. Home, R.N., Perrick, J.L., and Barua, J. Well Test Data Acquisition and Analysis Using Microcomputers, paper SPE 15308, presented at the SPE Symposium on Petroleum Industry Applications of Microcomputers, Silver Creek, CO, June 18-20, 1986.

74. Г 85. Home R.N. Modem Well Test Analysis: A Computer-Aided Approach,1. Palo Alto, CA, 1990.

75. Home R.N. Advances in Computer-Aided Well Test Interpretation, J. Petroleum Tech., (July 1994), 599-606.

76. Home R.N. Uncertainty in Well Test Interpretation, paper SPE 27972, presented at the University of Tulsa Centennial Petroleum Engineering Symposium, Tulsa, OK, August 29-31, 1994.

77. Home R.N. Modem Well Test Analysis: A Computer-Aided Approach,v

78. Petroway, Inc., Palo Alto, CA, second edition 1995.

79. Horner D.R. Pressure Build-Up in Wells // Proc. Third World Pet. Cong., Seertr., E.J.Brill, Leiden, Holland, 1951 , v.II.- p. 505.

80. Joshi S. D. Horizontal Well Technology, 1991, p. 533

81. Joshi S. D. Augmentation of well productivity slant and horizontal wells. SPE 15375, 1986

82. Kohlhlaas C.A. A Method for Analysing PresBure Measured During Drill Stem Test Flow Periods//J. Petrol. Technol., Oct. 1972.

83. Kong X. Y., Xu X. Z., Lu D. T. Pressure transient analysis for horizontal wells and multi-branched horizontal wells. SPE 27652, 1994.

84. Liebmann G.A. A New Electrical Analog Method for the Solution of Transient Heatconduction Problems//Trans. A8 № 1956, v.78, № 5.

85. Matthews C.S. and Russel D.G. Pressure Build-Up and Flow Tests in Wells. // Monograph Series, Sosiety of Petroleum Engineers, Dallas, 1967.- 172 p.

86. McAlister J.A., Nutter B.P. and Lebourg M. A New System of Tools for Better Control and Interpretation of Drill-Stem Tests // J. Petrol. Technol., Feb. 1965.-p. 207-214.

87. McKinley K.M. Wellbore Transmissibility from Afterflow-Dominated Pressure Build-up Data // J. Petrol. Technol., July, 1971.

88. Miller C.C., Dyes A.B. and Hutchinson C.A. The Estimation of Permeability and Reservoir Pressure from Bottom-Hole Pressure Build-up Characteristics // Trails. AIME, 1950. v. 189. - p. 91 -104.

89. Raghavan R., Reynolds A.C., Meng H.Z. Analysis of Pressure Build-up Data Folowing a Short Flow Period // J.P.T., 1982.

90. Ramey H.J. Short-Time-Well Test Data Interpretation in, the Presence of Skin-Effect and Wellbore Storage // J. Petrol. Technology, 1970.- Jan. p. 97-104; Trans AIME. 249.

91. Ramey H.J., Agarwall R.G. Annulus Unloading Rates as Influencedly Wellbore Storage and Skin-Effect // SPEJ, Oct. 1972.

92. Ramey H.S., Cobb W.M. A General Pressure Build-up Theory for a Well in a Closed Drainage Area // J. Petrol. Technol., 1971.- Dec.- v.2. p. 1495- 1505.

93. Rogers E.J. and Economides M.J. The Skin due to Slant of Deviated Wells in Permeability-Anistropic Reservoirs // Paper SPE 37068, 1996.

94. Rosa A.J. and Home R.N. Reservoir Description by Well Test Analysis Using Cyclic Flow Rate Variations, SPE 22698, Proceedings, 66th Annual Technical Conference & Exhibition, Dallas, TX, October 6-9, 1991.

95. Rosa A.J. and Home R.N. Pressure Transient Behavior in Reservoirs with an Internal Circular Discontinuity, SPE Journal, (March 1996).

96. Rosa A.J., and Home R.N. New Approaches for Robust Nonlinear Parameter Estimation in Automated Well Test Analysis Using the Least Absolute Value Criterion, SPE Advanced Technology Series, 4, (1996), 21-27.

97. Streltsova T Well Testing in Heterogeneous Formations John Wiley and Sons, New York, 1988.

98. Strelsova T.D., McKinley R.M. Early Time Build-up Data Analysis for a * Complex Reservoir // J.P.T., May 1982.

99. Suzuki K., Nanba T. Horizontal well test analysis system. SPE 20613, 1990.

100. Theis C.V. The Relationship Between the Lowering of Piesometric. Surface and Rate and Duration of Discharge of Wells Using Ground-Water Storage // Trans., AGU. 1955. v-II. p. 519.

101. Tauzin E., and Home R.N. Influence Functions for the Analysis of Well a Test Data from Heterogeneous Permeability Distributions, paper SPE 28433,

102. Proceedings, 70th Annual SPE Technical Conference and Exhibition, New Orleans, LA, September 25-28,1994.

103. Temeng K.O. and Home R.N. The Effects of High Pressure Gradients on Gas Flow, SPE 18269, Proceedings, 63rd Annual SPE Technical Conference and Exhibition, Houston, TX, October 2-5, 1988.

104. Van-Everdingen A.F. Tlie Skin Effect and its Influence on the Productive Capacity of the Wells //Trans. AIME, 1953, v. 198. p. - 171-176.

105. Van-Everdingen A.F. and Hurst W. The Application of the Laplace Transformation to Flow Problems in the Reservoirs // Trans. AIME. 1949, -v. 186. p. 305- 324.

106. Wattenberger R.A., Ramey H.J. An Invastigation of Wellbore Storage and Skin Effect in Unsteady Liquid Flow: I. Finite Difference Treatment// SPEJ, Sept. 1979.-p. 291-297.

107. Williams E. Т., Kikani J. Pressure transient analysis of horizontal well in a naturally fractured reservoir. SPE 20612, 1990.

Информация о работе

Нагиев, Али Тельман оглы
кандидата технических наук
Тюмень, 2006
ВАК 25.00.17

Диссертация

Разработка и исследование технологий добычи нефти при применении интенсивных методов воздействия на пласт - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы