Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование термогидродинамических методов исследования скважин

ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование термогидродинамических методов исследования скважин"

На правах рукописи

ООЗ16545В

ИВАНОВА АЙГУЛЬ РАИЛЬЕВНА

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН (НА ПРИМЕРЕ ЛЯНТОРСКОГО НЕФТЕГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»)

Специальность 25 00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 з MAP

УФА-2008

003165456

Работа выполнена в греете «Сургутнефтегеофизика» ОАО «Сургутнефтегаз» и на кафедре геофизики Башкирского государственного университета

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор Валиудлин Рим Абдуллович

Официальные оппоненты.

доктор технических наук, старший научный сотрудник Кнеллер Леонид Ефимович

кандидат технических наук, старший научный сотрудник Шишлова Людмила Михайловна

Ведущая организация

ОАО «Башнефтегеофизика»

Защита состоится « 21 » марта 2008 года в 1500 часов, в конференц-зале на заседании диссертационного совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 520 020.01 при открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу. 450005, г Уфа, ул 8-ое Марта, 12

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика».

Автореферат разослан «20» февраля 2008г

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор химических наук

Д А Хисаева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы В настоящее время большинство нефтегазовых месторождений в Западной Сибири находятся на стадии падающей добычи или на завершающей стадии разработки Для таких месторождений особенно важно правильное регулирование разработки с целью максимального извлечения остаточных запасов углеводородов Одним из крупнейших нефтегазовых месторождений является Лянторское месторождение ОАО «Сургутнефтегаз»

Лянторское нефтегазовое месторождение характеризуется сложным строением пласта с неоднородным по составу флюидом, высокими значениями давления насыщения, близкими к пластовым, прорывом фронта закачиваемых вод по пластам В значительной мере эффективность разработки месторождения зависит от достоверности и информативности исходных данных, получаемых геофизическими методами исследования скважин (ГИС) Особую роль при этом приобретают термогидродинамические методы контроля разработки Использование традиционных технологий ГИС на предприятии в рамках стандарта предприятия (СТП) оказывается недостаточным и характеризуется низкой достоверное гью решения ряда задач Анализ существующих технологий исследования скважин при контроле за разработкой показал, что используемая технология определения интервалов притока и источника обводнения оказывается неэффективной при освоении высокодебитных скважин Лянторского месторождения Указанные в действующем СТП («Регламент проведения контроля за разработкой месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» геофизическими методами») методики не рассчитаны для исследования многофазных потоков в стволе скважины

В нагнетательных скважинах за 2006 год в 26% исследований приемистость пласта не была определена из-за отсутствия записи механической расходометрии по причине непрохождения прибора или засорения датчика, в связи с чем актуальным является разработка методики определения общей приемистости пласта по данным метода термометрии во времени на фиксированной глубине, как альтернативного метода механической расходометрии в случае отсутствия последнего

Поэтому разработка новых методических подходов при проведении термогидродинамических исследований и интерпретации получаемых данных является необходимым и актуальным для условий Лянторского месторождения

Цель работы заключается в разработке методических основ термогидродинамических исследований, обработки и интерпретации получаемых данных в добывающих и нагнетательных скважинах при неустановившихся режимах работы для обеспечения оперативности и достоверности решения задач

Основные задачи исследований

1 Анализ современного состояния выполнения комплекса ГИС при контроле за разработкой месторождений ОАО «Сургутнефтегаз»

2 Исследование баротермического эффекта при движении многофазных потоков в пласте для определения закономерностей формирования температурного поля и оценки состава притекающего флюида

3 Разработка методики исследования высокодебитных скважин при освоении с применением комплекса параметров, регистрируемых на фиксированной глубине, с целью достоверного определения эксплуатационных характеристик пласта

4 Разработка методики обработки и интерпретации данных термогидродинамического зондирования пласта для определения объема жидкости, поступившей в пласт при освоении скважины

5 Разработка методики исследования нагнетательных скважин под закачкой с целью определения суммарной приемистости пласта по данным термогидродинамических исследований на фиксированной глубине

6 Анализ результатов опытно-промышленного внедрения разработанных методик на Лянторском месторождении

Методы решения поставленных задач

Теоретические исследования, численное моделирование с применением конечно-разностных методов и расчетов на ЭВМ, обобщение и анализ промысловых данных, проведение опытно-методических работ на скважинах, опробация предлагаемых методик, сопоставление теоретических, экспериментальных и промысловых данных

Научная новизна

1 Изучено влияние термодинамических эффектов на формирование температурного поля притекающего флюида (нефть, нефть+газ, нефть+газ+вода) в процессе освоения скважины Установлено, что сразу после уменьшения забойного давления наблюдается снижение температуры флюида относительно первоначальной, затем в процессе притока температура становится выше первоначальной, т е изменение температуры притекающего из пласта флюида носит инверсионный характер

2 Разработана методика проведения исследований в процессе освоения высокодебитных скважин, основанная на регистрации термогидродинамических параметров на фиксированной глубине, при изменяющемся забойном давлении

3 Предложено использование комплексных данных термометрии, барометрии и методов состава (влагометрии и резистивиметрии) на фиксированной глубине при гидродинамических исследованиях в процессе освоения скважин для определения состава притока при многофазной фильтрации флюида в пласте и диагностирования причины обводнения продукции скважины

4 Предложена методика проведения и интерпретации результатов термогидродинамических исследований в нагнетательных скважинах для оценки приемистости пласта

Основные защищаемые положения

1 Методика проведения, обработки и интерпретации термогидродинамических исследований скважин при освоении для решения задачи по «определению отдающих интервалов, состава притока и источника обводнения», в том числе в высокодебитных скважинах,

2 Методика определения эксплуатационных характеристик пласта по данным термогидродинамического зондирования,

3 Методика обработки и интерпретации данных термогидродинамических исследований для оценки приемистости пласта в нагнетательных скважинах

Практическая ценность и реализация работы

Исследования по теме диссертации позволили разработать и внедрить в производство методические комплексы для проведения и использования термогидродинамических исследований на фиксированной глубине как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах без привлечения дополнительных затрат времени и средств на проведение ГИС Разработанные методики позволяют повысить эффективность и информативность комплексов геофизических исследований пласта, а, следовательно, и достоверность заключений при решении задач по определению интервалов притока и источника обводнения, оценке состава притока и определению приемистости пласта

Результаты диссертационной работы были опробованы и внедрены при производстве и интерпретации ГИС на Лянторском месторождении ОАО «Сургутнефтегаз» Предложенные автором методики могут быть использованы при проведении ГИС, обработке и интерпретации данных геофизических исследований скважин других нефтяных и нефтегазовых месторождений

В Лянторском управлении геофизических работ треста «Сургутнефтегеофизика» было проведено 18 исследований по оценке интервалов притока и источника обводнения по разработанной методике в высокодебитных скважинах Восемь скважин были запущены в работу по результатам проведенных комплексов без проведения дополнительных исследований, суммарная экономическая эффективность от внедрения методики, разработанной диссертантом, за 7 месяцев 2007 г составила 519 135руб

В пяти нагнетательных скважинах Лянторского месторождения приемистость была определена и выдана заказчику по данным метода термометрии на фиксированной глубине ввиду отсутствия или некачественной записи механической расходометрии Полученное значение приемистости в пределах 20% совпало с промысловыми данными, предоставленными НГДУ «Лянторнефть»

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались на республиканской конференции студентов и аспирантов по физике (Уфа, Башкирский государственный университет, 1997г), на республиканской конференции студентов и аспирантов «Нелинейные и резонансные явления в конденсированных средах» (Уфа, Башкирский государственный университет, 1998г), на 24-ой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» (Сургут, ОАО «Сургутнефтегаз», 2004г), на десятой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала ХМАО-Югры» (Ханты-Мансийск, 2006г), на 27-ой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» (Сургут, ОАО «Сургутнефтегаз», 2007г), на студенческой научно-практической конференции (Уфа, Башкирский государственный университет, 2007г), на VII Международном конгрессе нефтегазопромышленников России Научная секция «В» «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» (Уфа, 2007г)

Публикации

По теме диссертационного исследования опубликовано 7 печатных работ, в том числе в изданиях, рекомендованных ВАК, - 2 работы

Структура и объем работы

Диссертационная работа изложена на 143 страницах машинописного текста, в том числе содержит 56 рисунков, 23 таблицы Состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы из 110 наименований

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цели и основные задачи исследований, показана научная новизна и практическая значимость работы, представлена структура работы

В первой главе рассмотрены особенности геологического строения и разработки Лянторского нефтегазового месторождения ОАО «Сургутнефтегаз» Показана сложность геологического строения и неоднородность насыщения пластов АС9-АС11 Лянторского месторождения

Основные запасы нефти и газа на Лянторском месторождении сконцентрированы в узком возрастном и глубинном диапазоне - в пластах АС9-11 верхней части вартовской свиты В этих гидродинамически связанных между собой песчаных пластах расположена колоссальная по размерам (площадь около 1200 км2) газонефтяная залежь, протягивающаяся с севера на юг на 60 5 км и с запада на восток на 27 км

Пласт АС9 характеризуется наиболее широким контуром нефтеносности Нефть залегает в виде оторочки кольцеобразной формы, которая окаймляет чисто газовые зоны Запасы нефти пласта АС9 связаны, в основном, с газонефтяной и водонефтяной зонами Кроме нефти в пласте АС9 расположена обширная газовая шапка Подгазовая зона характеризуется контактным залеганием нефти и газа В пласте АС 10 содержится более половины запасов нефти Лянторского месторождения Нефть в пласте залегает в виде оторочки, подстилающей газовую шапку и подпираемой подошвенной водой Чисто нефтяная зона практически отсутствует Запасы нефти пласта АС 10 связаны с водонефтяной и газо-водонефтяной зонами Нефть в пласте АС11 подстилается водой по всей площади, глинистые разделы на уровне водонефтяного контакта практически отсутствуют Основная доля запасов нефти приходится на газо-водонефтяную и водонефтяную зоны

С начала разработки залежи происходит интенсивный приток газа газовой шапки и подошвенной воды к забоям добывающих скважин, что значительно усложняет их эксплуатацию, ухудшает технико-эксплуатационные показатели добычи нефти, оказывает негативное влияние на величину извлечения нефти

В настоящее время для Лянторского месторождения характерными являются высокие дебиты скважин с большим процентом обводненности продукции Средний дебит по месторождению составляет 110 9 м3/сут при средней обводненности более 90% Распределение дебитов по эксплуатационным скважинам представлено в табл 1

Таблица 1 - Распределение фонда скважин Лянторского месторождения по величине дебита

Дебит, м3/сут количество скважин, %

более 300 23

200-300 98

100-200 34 7

50-100 34 4

1-50 18 8

Наличие в разрезе Лянторского месторождения трех фаз - газа, нефти и подошвенной воды, высокие значения давления насыщения, прорыв фронта закачиваемых вод по пластам, высокая обводненность продукции скважин обуславливает сложность разработки данного месторождения Показано, что для более эффективного контроля за разработкой данного месторождения необходимо разработать новые методические подходы для проведения геофизических исследований и интерпретации получаемых данных при многофазной фильтрации

Рассмотрено современное состояние геофизического контроля разработки месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» Представлены основные задачи, решаемые в тресте «Сургутнефтегеофизика» по определению

эксплуатационных характеристик скважины и вскрытого пласта, а также используемый при этом комплекс геофизических методов исследований

Основными задачами по определению эксплуатационных характеристик скважины и вскрытого пласта являются определение работающих толщин пласта, в том числе интервалов притока и поглощений, определение профиля притока в эксплуатационных и профиля приемистости в нагнетательных скважинах, оценка интервальных расходов, определение состава притока из отдающих интервалов, определение гидродинамических параметров пластов -пластовых давлений и температуры, коэффициентов продуктивности, контроль технического состояния скважины

Для решения этих задач используется следующий комплекс геофизических методов термометрия, барометрия, расходометрия, (механическая и термокондуктивная), влагометрия, резистивиметрия, акустическая шумометрия, кавернометрия (трубная профилеметрия), цементометрия, дефектоскопия, гамма-каротаж, локация муфт

Методика геофизических исследований при решении задачи «Определение интервалов притока, источников обводнения закачкой инертного газа» состоит в проведении замеров комплексом методов (термометрии, влагометрии, манометрии, резистивиметрии, термокодуктивной дебитометрии) по глубине в режимах остановленной скважины, сразу, через 1 час и 3 часа после стравливания давления из межтрубного пространства (далее -стравливания), замера термометрии в интервале пласта при компрессировании, а также отбивка уровня жидкости и водо-нефтяного раздела по данным метода влагометрии и манометрии в течение всего времени проведения ГИС

Методика геофизических исследований при решении задачи «Определение профиля приемистости под закачкой от агрегата» состоит в проведении замеров комплексом методов (термометрии и барометрии) в режимах "остановленная скважина - закачка - переход с закачки на излив"

На Лянторском месторождении исследования при освоении проводятся комплексным прибором КСАТ7-М1-36-120/40 совместно с модулем индукционной резистивиметрии МРИ Диапазон рабочих температур от 5 до 120°С, наибольшее гидростатическое давление 40МПа Аппаратура КСАТ7-М1 (изготовитель АО «Геотрон» г.Тюмень) предназначена для геофизических исследований при контроле за разработкой скважин с одновременной регистрацией шести геолого-технических параметров (канал температуры, канал давления, канал индикации изменения содержания воды в нефти, канал локатора муфт, канал термокондуктивного индикатора притока, канал измерения мощности экспозиционной дозы гамма-излучения) и передачей информации в цифровом коде по одножильному кабелю

Для оценки приемистости пласта и профиля приемистости используется прибор механической расходометрии Гранат (диаметр 36 мм) Расходомер может эксплуатироваться в следующих рабочих условиях температура окружающей среды от 5 до 120°С, верхнее значение гидростатического давления 60 МПа, диапазон измерения расхода воды в колонне диаметром

146 мм от 0,4 до 60м3/ч, предел допускаемой основной приведенной погрешности ±4%

Анализ существующих технологий исследований скважин Лянторского месторождения при контроле за разработкой выявил следующие недостатки используемых методик проведения исследований, которые снижают информативность и достоверность используемого комплекса

- Не определяется объем жидкости, поступившей в пласт при освоении во время компрессирования, хотя данная величина имеет большое значение, так как, зная ее, можно оценить время дренирования пласта, необходимое для полного извлечения из пласта поглощенной в этот период жидкости, определить долю реального притока из пласта, оценить характер насыщения пласта

- Более 80% скважин добывающего фонда Лянторского месторождения работает с дебитом более 50м3/сут При исследовании таких скважин при помощи компрессорного освоения характерным является быстрое поднятие уровня сразу после стравливания (более 200м за первые Юмин), а затем быстрое его затухание вследствие приближения к статическому

Технология работ при решении задач «по определению интервалов притока и источника обводнения» с использованием только замеров комплексом методов по глубине оказалась неэффективной для т аких скважин Из-за ограниченной скорости спуска прибора (ЗОООм/ч) до интервала детальных исследований (-2200 м) в скважинах с быстрым поднятием уровня сразу после стравливания замеры методов термометрии и термодебитометрии в интервале пласта проводятся в слабоработающей или практически неработающей скважине Это значительно затрудняет интерпретацию при выделении работающих интервалов, а в случае нескольких перфорированных интервалов может привести к пропуску работающего интервала

- На завершающей стадии разработки Лянторского месторождения используются различные методы повышения нефтеотдачи пластов, в том числе идет бурение боковых, а также горизонтальных стволов Прохождение приборов на кабеле в таких скважинах затруднено В тресте «Сургутнефтегеофизика» для исследования горизонтальных скважин используется установка «Гибкая труба» Сургутского УПНП и КРС Однако стоимость таких исследований в два-три раза превышает стоимость обычного комплекса в наклонно-направленной скважине В результате заказчики часто ограничиваются только проведением комплекса по определению гидродинамических параметров пласта по кривой притока с установкой прибора выше горизонтального участка ствола скважины В связи с этим возникает необходимость в оценке не только гидродинамических параметров пласта, но и состава притока из пласта по результатам данного комплекса При решении задачи «по определению гидродинамических параметров пласта по кривой притока» геофизические исследования проводятся комплексным прибором КСАТ7-М1, которым производится одновременная регистрация таких методов, как барометрия, термометрия, влагометрия, резистивиметрия и др При интерпретации и обработке же принимаются во внимание только

данные метода барометрин для расчета гидродинамических параметров пласта Данные же других методов в обработке и интерпретации не участвуют По мнению автора, необходимо использование в комплексе всех параметров для получения информации о параметрах пласта, составе притока из пласта и процессах, происходящих в скважине при освоении Для этого необходимо провести теоретические и экспериментальные исследования поведения температурного поля в изменяющемся поле давления при освоении для случаев многофазной фильтрации, в том числе с учетом разгазирования, для условий Лянторского месторождения

- За 2006 год при проведении исследований по «определению профиля приемистости под закачкой» в 26% исследованных нагнетательных скважин по различным причинам механическая расходометрия не была проведена Основными причинами отсутствия записи механического расходомера являлись непрохождение прибора механической расходометрии, засорение датчика, отсутствие зумпфа По данным термометрии в интервале пласта в режимах остановленная скважина - закачка - излив определялись работающие интервалы пласта Общая приемистость и профиль приемистости в этих скважинах определены не были Поэтому представляет большой интерес использование замеров термометрии и манометрии по времени на фиксированной глубине при проведении закачки для определения суммарной приемистости пласта как альтернативного метода записи механического расходомера в случаях, когда его проведение невозможно, либо для контроля за качеством показаний метода механической расходометрии

Во второй главе представлены теоретические и экспериментальные исследования термогидродинамических процессов при многофазных потоках для условий Лянторского месторождения Описана математическая модель для расчета параметров пласта при многофазной фильтрации флюида с учетом разгазирования нефти при снижении давления ниже давления насыщения Для определения гидродинамических параметров флюида использовалось общее дифференциальное уравнение движения сжимаемой жидкости или газа в упругой среде - уравнение неразрывности фильтрационного потока

где 1 - номер фазы, к - номер компоненты, р1к - приведенная плотность к-той компоненты 1-той фазы, V, - скорость движения 1 -той фазы, И^ - скорость движения к -той компоненты в 1 -той фазе, ■Д - интенсивность переноса массы к -той компоненты из 1 -той фазы в J -тую

(1)

В качестве второго уравнения использовался закон фильтрации Дарси .

У^тБу^-^Р (2)

г1,

где V, - абсолютная скорость фильтрации, т - пористость, Б, -насыщенность 1 - той фазы, к - абсолютная проницаемость, к, - фазовая проницаемость, (X, - динамическая вязкость 1 - той фазы, УР - переменный градиент давления

При построении термодинамической модели пласта принято, что Т, Р и другие термодинамические параметры фаз в малом объеме совпадают, и изменения этих параметров в характерных масштабах задачи происходит одинаково как для фильтрующихся фаз, так и для самой пористой среды То есть, принята гипотеза о локальном термодинамическом равновесии фаз В расчетах использовано уравнение притока тепла без учета теплопроводности Уравнение притока тепла для газа, нефти, воды (1=1,2,3) и для скелета пласта (1-0)

[(1 - т)р0С0Т + р,°СДГ + тр^.Ц +

01

+ Р>5,У,С,Г + тр^МЦ +

гаг ,=1 (3)

+ £ ^ - ± рГод, Р=о

^ ОТ ^Г дI

где р, - плотность 1- той фазы, С, - теплоемкость 1- той фазы, £, коэффициент Джоуля - Томсона 1- той фазы, Г), - адиабатический коэффициент 1- той фазы, Ь - теплота фазового перехода, Т - температура, Р - давление

В уравнении (3) первые два члена отражают изменение распределения температуры за счет переноса массы вещества и фазового перехода, третий член уравнения обусловлен эффектом дросселирования Четвертый член выражает адиабатический эффект

Расчеты осуществлялись применительно к геологическим условиям Лянторского месторождения Считается, что в однородном пласте длины Ь движутся нефть, вода и газ, который растворен в предыдущих двух фазах, а так же может находиться в свободном состоянии Капиллярные и гравитационные силы не учитываются Фазы взаимно не смешиваемы

Путем многовариантных численных расчетов были получены закономерности распределения температуры для различных случаев

- распределение температуры на выходе из пласта при фильтрации газированной нефти с газовым фактором 100 м3/м3 для случаев снижения давления выше и ниже давления насыщения (рис 1),

Рис 1 Зависимость температуры на выходе из пласта от времени 1 - Р > Рнас; 2 -

Р ^ Рнас

- распределение температуры при фильтрации газированной нефти для различных газовых факторов (рис 2),

- распределение температуры при фильтрации газированной нефти и воды для различной обводненности продукции (рис 3)

Рис 3 Зависимость температуры на выходе из пласта от времени при различной обводненности пласта 1 - обводненность 10%, 2 - 20%, 3 - 30%; 4 - 40%,

5 - 50%

На основе математического моделирования неизотермической многофазной фильтрации при освоении скважин для условий Лянторского месторождения были выявлены следующие характерные признаки поведения температурного поля на фиксированной глубине

1 Для случая Рзаб>Рнас при поступлении из пласта газированной нефти отрицательная температурная аномалия будет наблюдаться только в первые минуты после стравливания вследствие проявления адиабатического расширения, величина охлаждения будет определяться «мгновенностью» снижения давления и величиной изменения давления за счет разрядки межтрубного пространства Затем будет наблюдаться разогрев вследствие проявления эффекта дросселирования, и в последующем будет отмечаться только положительная температурная аномалия

2 В случае поступления газированной нефти при снижении давления ниже давления насыщения, на выходе из пласта формируется температурная аномалия, обусловленная проявлением адиабатического эффекта, эффекта разгазирования и баротермического эффекта, величина и знак температурной аномалии определяется газовым фактором нефти Снижение давления на кровле пласта ниже давления насыщения приводит к значительному охлаждению притекающего флюида за счет влияния фазового перехода Чем выше газовый фактор нефти, тем позже наступит инверсия температуры (переход температуры из отрицательных значений в положительные) Также инверсия температуры произойдет в случае повышения давления в процессе исследований выше давления насыщения

3 В случае трехфазной фильтрации величина отрицательной аномалии температуры будет определяться долей воды в продукции скважины Увеличение процента обводненности приводит к более ранней инверсии температуры за счет вклада дроссельного разогрева при фильтрации нефти и воды и низкого содержания газа в воде

В этой главе приведены также результаты сопоставления теоретических и экспериментальных данных температурного поля для скважин Лянторского месторождения, при расчетах использовались реальные кривые давления при освоении Результаты теоретических исследований свидетельствуют об информативности параметров, регистрируемых на фиксированной глубине В результате многовариантных расчетов изучено поведение кривых термометрии при различных давлениях насыщения, вклад различных термодинамических эффектов в формирование температурного поля для случаев многофазной фильтрации Получено, что наилучшая сходимость расчетных и экспериментальных кривых наблюдается при расположении прибора непосредственно над кровлей исследуемого пласта Чем выше находится прибор, тем больше влияние теплообмена с окружающими породами, кроме того, в этом случае необходимо учитывать, что изменение температуры будет обусловлено не только вышеописанными эффектами, но и конвективным переносом тепла из более нагретых нижележащих слоев В связи с этим было рекомендовано устанавливать прибор непосредственно в кровле исследуемого пласта, если же это невозможно, необходимо учитывать первоначальное распределение температуры в интервале глубин от места установки прибора до кровли перфорированного пласта

В третьей главе рассмотрены опытно-методические работы с использованием наряду с обычными исследованиями по глубине, измерений по времени на фиксированной глубине для случаев одно-, двух-, трехфазной фильтрации флюида Рассмотрены скважины, в которых вследствие снижения давления ниже давления насыщения происходит разгазирование нефти в пласте Представлены скважины, в которых были проведены «гидродинамические исследования по определению параметров пласта по кривой притока» с расширенным комплексом регистрируемых параметров во времени (рис 4а, 46), где кроме кривых давления на фиксированной глубине были зарегистрированы также данные термометрии, влагометрии, и проведен комплекс «по определению работающих интервалов и состава притока» при освоении Совместный анализ этих исследований позволяет построить более полную картину процессов, происходящих в пласте и в стволе скважины, предложить новую методику геофизических исследований

В период закачки инертного газа в межтрубное пространство скважину можно условно рассматривать как нагнетательную Обоснована возможность определения объема закачанной в пласт жидкости в период освоения скважины по величине снижения температуры на фиксированной глубине

19.5 18.5 17.5 16.5 15.5 14.5 13.5 12.5 11.5

11.5

10.5 -1—1—'—*—'—'—1—1—'—»—'—'—'—'—»—'—'■—1—<—•—»—'—'—1—'->- 5000 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600

Время,мин j _ давлвние.МПа — Влэгометрия.ГцП

Рис. 4. Распределение давления, температуры (а), влагосодержания (б) на фиксированной глубине при освоении скважины 3550, случай двухфазной фильтрации (нефть с газом)

61.4 61.2 61

62.8 62.6 62.4 62.2 62 61.8 61.6

60.8 60.6

10.5 J—1—1—1—'—1—'—' '—1—»—1—1—'—'—'—1—»—1—»—*—*—*—»—»—60.4 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600

бремя,мин | Давлвние.МПа Температура, -С j

Р,МПа W,ru

20.5

6800

Р,МПа

20.5

а)

19.5

18.5 17.5 16.5

15.5 14.5 13.5 12.5

6600 6400 6200 6000 5800 5600 5400 5200

Рассмотрен случай разгазирования нефти в пласте. Формирование температурного поля в этом случае будет определяться суммарным эффектом конвективного переноса тепла, дроссельного разогрева нефти, дроссельного охлаждения газа, охлаждения за счет выделения растворенного в нефти газа,

характеризуемого теплотой фазового перехода. Одним из определяющих факторов, влияющих на величину и знак изменения температуры, будет величина газового фактора нефти. Изменение температуры при течении флюида в пористой среде в нестационарном поле носит название баротермического эффекта. На примере экспериментальных исследований изучено проявление адиабатического эффекта при резком падении давления после стравливания, проявление баротермического эффекта при освоении в изменяющемся поле давления.

В этой же главе рассмотрены результаты опытно-методических работ по скважинам, в которых был проведен замер по времени на фиксированной глубине выше исследуемого пласта во время закачки воды в пласт. Ниже представлен один из таких примеров. Были проведены замеры манометрии и термометрии, захватывающие период остановленной скважины, начало закачки, а так же период выхода скважины на постоянную репрессию (участок С-Д рис.5).

По данным давления определено значение репрессии, при которой пласт принимает, по данным термометрии - общая приемистость пласта. Точка записи выбиралась на 50м выше исследуемых пластов, на глубине, выше которой установилось линейное монотонное распределение температуры. В исследованных скважинах отмечалась хорошая сходимость между рассчитанной по термометрии на точке и экспериментально полученной по данным расходометрии приемистости. По результатам опытных исследований на скважинах были определены необходимые условия для использования предлагаемой методики, а также минимальное и максимальное значения приемистости, для которых возможно её применение.

Время.мин ~*">Температура,еС —Давление,МПа |

Рис. 5. Кривые изменения давления и температуры на фиксированной глубине в процессе исследования скважины при закачке воды

На базе теоретических и экспериментальных исследований, диссертантом были предложены следующие усовершенствования существующих методик исследования и обработки полученной информации

Оценка объема жидкости, поглощенной пластом при освоении скважины

- Производится замер методами термометрии, барометрии и состава в интервале детальных исследований в режиме остановленной скважины По данным термометрии определяется градиент температуры выше исследуемого пласта, выбирается фиксированная глубина для проведения замера, исходя из того, чтобы выше распределение температуры было линейным и монотонным

- В режимах "остановленная скважина - начало компрессирования" производятся замеры методами термометрии и барометрии на выбранной глубине по времени По данным давления контролируется репрессия, создаваемая при освоении, по данным термометрии - наличие приемистости во время компрессирования Когда скважина войдет в режим закачки, что по данным термометрии отметится снижением температуры со временем, необходимо провести замер термометрии на спуске в интервале пласта для определения принимающих интервалов После проведения замера по глубине прибор необходимо поднять на прежнюю глубину исследования и продолжить замеры методами термометрии и барометрии до срабатывания пусковой муфты или воронки НКТ, включая момент разрядки межтрубного пространства, который по данным давления отметится минимумом с последующим ростом давления за счет притока из пласта

Данные комплекса методов на фиксированной глубине обрабатываются и определяется объем жидкости, поступившей в пласт Доля реального притока из пласта определяется путем сравнения рассчитанного объема с объемом, поступившим в скважину после стравливания, который определялся по данным уровенных замеров

Разработка методики для исследования высокодебитных скважин Лянторского месторождения при определении интервалов притока и источника обводнения

- Проводится замер статического уровня в скважине методами влагометрии и барометрии, замеры методами термометрии, барометрии, влагометрии, резистивиметрии, гамма-каротажа, локации муфт в режиме остановленной скважины в интервале детальных исследований Прибор устанавливается над исследуемым пластом, глубина исследования выбирается исходя из того, чтобы выше распределение температуры было линейным и монотонным

- Производится замер комплексом методов на выбранной глубине в режимах "остановленная скважина - компрессирование" Когда скважина вошла в режим, то есть создалась репрессия и пласт начал принимать, производится замер методом термометрии в интервале пласта, затем прибор снова устанавливается на прежнюю глубину исследования Замер по времени на фиксированной глубине производится, включая моменты срабатывания пусковой муфты, разрядки давления в межтрубье и начала притока из пласта

- Проводятся замеры - сразу после стравливания газа из межтрубного пространства - в интервале пласта методами термометрии, барометрии, влагометрии, резистивиметрии, термодебитометрии, затем необходимо поднять прибор выше воронки НКТ и провести запись уровня жидкости, замер проводится примерно через 1 час (в зависимости от протяженности интервала детальных исследований, глубины скважины и глубины уровня жидкости) Затем прибор спускается в интервал детальных исследований, проводится запись комплексом методов на пласт (примерно через 1,5 часа и через 3 часа после стравливания), после чего необходимо снова поднять прибор и провести запись уровня жидкости через 4-6 часов после стравливания

По данным комплекса методов на фиксированной глубине в режимах "остановленной скважины и компрессирования" оценивается наличие режима поглощения По разнице давления в остановленной скважине и после разрядки давления в межтрубном пространстве определяется максимальная депрессия, созданная при освоении По данным давления определяется уровень жидкости в стволе скважины сразу после стравливания, по которому в дальнейшем оценивается начальный и средний дебит, динамический уровень По данным методов термометрии и термодебитометрии оцениваются работающие интервалы пласта

Использование комплекса методов на фиксированной глубине при освоении для определения состава притока

- При проведении исследований по оценке гидродинамических параметров пласта необходимо после записи статического уровня в стволе скважины установить прибор непосредственно над кровлей исследуемого пласта, либо на максимально возможном к нему приближении Запись проводится непрерывно в режимах остановленная скважина -компрессирование - срабатывание пусковой муфты (воронки НКТ) - разрядка давления - приток из пласта, запись проводится до восстановления давления до статического значения При интерпретации необходимо использовать данные методов термометрии, барометрии, влагометрии и резистивиметрии, при помощи которых оцениваются процессы, происходящие в скважине, определяются не только гидродинамические параметры пласта, но и состав притока из пласта по характерным признакам на кривой термометрии, описанным в теоретической части работы, а также по методам состава

Расчет приемистости в нагнетательных скважинах по данным термометрии на фиксированной глубине

Производится замер термометрии и барометрии в режиме остановленной скважины по глубине в интервале от статического уровня до забоя

Прибор устанавливается на фиксированной глубине выше перфорированного пласта с учетом того, чтобы выше данной глубины было монотонное, линейное распределение температуры, близкое к геотермическому Производится замер методами термометрии, барометрии во времени в режимах "остановленная скважина - закачка" с выходом скважины на постоянную репрессию, когда пласт принимает Затем проводится

стандартный комплекс исследований по глубине, то есть замеры методами термометрии и барометрии в режиме закачки и после перевода скважины с закачки на излив, проводится замер методом механической расходометрии под закачкой

По данным барометрии на фиксированной глубине рассчитывается значение репрессии, при которой скважина выходит на стабильную приемистость Данная кривая может быть выдана заказчику для оценки стабильности работы агрегата или водовода В интервале постоянной репрессии выбирается линейный участок снижения температуры на термограмме и рассчитывается приемистость пласта

В четвертой главе представлены результаты практической реализации предложенных методик Даны практические рекомендации по выбору глубины установки прибора при проведении исследований на фиксированной глубине, длительности проведения замеров, выбору участков временных замеров комплекса методов для обработки и интерпретации полученных данных Разработанные алгоритмы позволяют оперативно проводить расчеты при интерпретации

Так, был произведен расчет объема жидкости, поглощенной пластом при освоении скважины 3550 Лянторского месторождения Диаметр колонны в данной скважине составляет 146 мм, внутренний диаметр - 132 мм Расчетный геотермический градиент составил 0 030°С/м Изменение температуры на фиксированной глубине при компрессировании составило 1 35 °С В результате расчетный объем жидкости, поступившей в пласт из ствола скважины при компрессировании, составил 0 62 м3 Объем, вышедший из пласта в ствол скважины после стравливания, был рассчитан по данным кривой притока и составил 5 56 м3 То есть, 11 % полученного из пласта притока (при проведении гидродинамических исследований) составляет жидкость, закачанная в пласт при освоении Исходя из результатов обработки кривой притока, объем жидкости, равный 0,62 м3, поступил за 30 - 35мин после стравливания Таким образом, ориентировочное время дренирования пласта, необходимое для извлечения объема 0 62 м3, поглощенного при освоении, составит 30 - 35мин

В высокодебитной скважине 3086 Лянторского месторождения был проведен комплекс «по определению интервалов притока и источника обводнения закачкой инертного газа» В данной скважине происходил достаточно быстрый подъем уровня жидкости в первое время после стравливания давления Исследования были проведены согласно разработанной диссертантом методике для высокодебитных скважин Был произведен замер на фиксированной глубине в режимах "остановленная скважина -компрессирование - срабатывание пусковой муфты - стравливание давления" с прерыванием на запись метода термометрии в интервале пласта при компрессировании

Используя замер на фиксированной глубине, была рассчитана депрессия, созданная при освоении, репрессия во время компрессирования, уровень сразу после стравливания, начальный и средний дебит, динамический уровень

Исследования в интервале пласта представлены данными методов термометрии, манометрии, состава в остановленной скважине, при компрессировании и после стравливания Благодаря тому, что замер термометрии в интервале пласта был произведен практически сразу после стравливания, на первом замере комплекса методов хорошо отмечается работа всех интервалов перфорации На последующих замерах термометрии работа верхних интервалов отмечается слабо, то есть, не имея первоначального замера после стравливания, можно было поставить под сомнение работу двух верхних перфорированных интервалов

В скважине 1970У Лянторского месторождения были проведены исследования по определению гидродинамических параметров пласта по кривой притока Данная скважина интересна тем, что в ней комплекс ГИС «определение интервалов и состава притока» не проводился из-за большого угла наклона скважины (55°) - прибор до интервала перфорации не прошел, то есть представляет интерес определение состава притока по комплексу методов на фиксированной глубине Запись проводилась на 60м выше перфорированного пласта

Регистрация данных методов барометрии, термометрии, влагометрии и резистивиметрии при освоении данной скважины позволила определить состав притока из эксплуатируемого пласта, интерпретировать все процессы, происходящие в скважине и пласте при освоении

Также по данным методов термометрии и состава на фиксированной глубине при компрессорном освоении можно выявить связано ли поступление воды из пласта с продвижением фронта нагнетаемых вод по пласту Опытно-методическим путем была установлена характерная форма кривой термометрии после стравливания для случая обводнения пласта за счет закачиваемых вод

В заключении приведены основные результаты по диссертационной работе

1 Установлено, что изменение температуры притекающего из пласта флюида при освоении скважины носит инверсионный характер - сразу после снижения забойного давления оно ниже, а затем в процессе притока становится выше первоначальной температуры и определяется проявлением различных термодинамических эффектов

при превышении забойного давления над давлением насыщения нефти газом снижение температуры обусловлено проявлением эффекта адиабатического расширения флюида,

при притоке газированной нефти в условиях разгазирования, когда забойное давление ниже давления насыщения нефти газом, снижение температуры обусловлено проявлением адиабатического эффекта, эффектом разгазирования нефти и дросселированием газовой фазы,

появление воды в продукции приводит к уменьшению величины снижения температуры притекающего флюида за счет уменьшения вклада газовой фазы и дросселирования воды

2 Разработаны методики

- проведения исследования и интерпретации в высокодебитных скважинах по оценке интервалов притока и источника обводнения при освоении с использованием замеров барометрии и термометрии на фиксированной глубине, что обеспечивает более точное определение максимальной депрессии, созданной при освоении, уровня сразу после стравливания, дебита и динамического уровня, при этом замеры в интервале пласта рекомендуется проводить в момент максимальной депрессии и максимального притока из пласта, что особенно важно при наличии нескольких перфорированных интервалов,

- оценки объема жидкости, поглощенной при освоении, по данным замера методами термометрии и барометрии на фиксированной глубине, что позволяет оценить долю реального притока из пласта, время дренирования пласта при постоянной работе компрессора для извлечения поглощенной жидкости,

- проведения исследований по определению принимающих интервалов и суммарной приемистости пласта при закачке с использованием замера термометрии и барометрии на фиксированной глубине, при этом оценены ограничения по минимальной и максимальной приемистости пласта, для которых возможно применение методики

3 На основании изучения особенностей распределения температуры для случаев одно-, двух-, трехфазной фильтрации в скважинах Лянторского месторождения показано, что одновременная запись таких параметров, как давление, температура, влагосодержание и минерализация, позволяет в комплексе анализировать все термодинамические процессы, происходящие в скважине, а по величине и характеру изменения температуры в изменяющемся поле давления оценивать состав притока из пласта, диагностировать причину обводнения продукции скважины

4 Путем исследования влияния расположения прибора относительно перфорированного пласта на регистрируемые параметры установлено, что чем больше расстояние между прибором и пластом и чем меньше дебит, тем большее влияние на изменение температуры оказывает теплообмен с окружающими горными породами Для уменьшения влияния конвективного и кондуктивного переноса тепла рекомендуется устанавливать прибор как можно ближе к кровле пласта

5 Предложенные методики опробованы и внедрены на скважинах Лянторского месторождения ОАО «Сургутнефтегаз» в Западной Сибири Методики позволяют решать задачи в скважинах с большим углом наклона, в которых затруднено проведение исследований в интервале перфорации Суммарная экономическая эффект ивность от внедрения методик, разработанных диссертантом, за 7 месяцев 2007г составляет более 519 тыс руб

В перспективе предложенные методики могут быть использованы для многопластовых залежей при расположении прибора поочередно над каждым исследуемым объектом, либо в горизонтальных скважинах при расположении прибора выше горизонтального участка ствола

Публикации по теме диссертации:

В изданиях, рекомендованных ВАК-

1. Иванова АР Определение расхода жидкости в скважине по данным термогидродинамических исследований //НТВ «Каротажник» - Тверь Изд АИС - 2007 - №10 (163) - С 44-49

2 Валиуллин Р А, Иванова А Р Совершенствование технологии исследования скважин при их освоении //Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности - Москва ОАО «ВНИИОЭНГ» - 2007 - №11 - С 14-17

В других изданиях

3 Шарифуллина А Р Баротермический эффект при совместной фильтрации аномальной нефти и воды // I республиканская конференция студентов и аспирантов по физике, посвященная 40-летию Башкирского государственного университета Тезисы докладов конференции, 26 апреля 1997г -Уфа БашГУ - 1997 - С 5

4 Шарифуллина АР Неизотермическая фильтрация аномальной нефти, воды и газа // Республиканская конференция студентов и аспирантов «Нелинейные и резонансные явления в конденсированных средах» Тезисы докладов конференции, май 1998г -Уфа БашГУ - 1998 - С 8

5 Иванова А Р. Совершенствование термогидродинамических методов исследования в тресте «Сургутнефтегеофизика» на примере Лянторского нефтегазового месторождения // X научно-практическая конференция «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» Сборник докладов - Ханты-Мансийск - 2007 - т 2 - С 114-123

6 Иванова А Р Определение эксплуатационных характеристик пластов при освоении высокодебитных скважин // Студенческая научно-практическая конференция Тезисы докладов конференции, 27 апреля 2007г - Уфа БашГУ-2007 -С 15

7 Иванова А Р, Глебочева Н К Геофизические исследования высокодебитных скважин при их освоении // VII Конгресс нефтегазопромышленников России Научная секция «О» «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» Тезисы докладов конгресса, 22-24мая 2007г - Уфа НПФ Геофизика - 2007 -С 136

Подписано в печать 19 02 08 г Формат 60x84'/16 Услпечл 1,28 Бумага офсетная Гарнитура Tunes Тираж 100 экз Заказ №22-08 Печать методом ризографии

РБ, г Уфа, 450078, ООО «Мастер-Копи» Айская, 46

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Иванова, Айгуль Раильевна

ВВЕДЕНИЕ.

1 ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И СОСТОЯНИЕ ГЕОФИЗИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ ЛЯНТОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

1.1 Петрофизика продуктивной части разреза.

1.2 Физико-химические характеристики пластовых флюидов.

1.3 Особенности разработки Лянторского месторождения.

1.4 Основные задачи и комплекс методов промыслово-геофизических исследований.

1.5 Методики решения задач и используемая аппаратура.

1.6 Недостатки существующих технологий.

Выводы.

2 РАЗРАБОТКА ТЕОРЕТИЧЕСКИХ ОСНОВ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ МНОГОФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ ДЛЯ УСЛОВИЙ ЛЯНТОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

2.1 Термодинамические эффекты при многофазной фильтрации.

2.2 Уравнения, описывающие гидродинамическую сторону процесса.

2.3 Уравнение притока тепла.

2.4 Расчетные кривые.

2.5 Постановка задачи для Лянторского месторождения.

2.6 Результаты исследования температурного поля при компрессорном освоении скважин Лянторского месторождения.

Выводы.

3 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ

ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ.

3.1 Опытно-методические работы, проведенные в добывающих скважинах при освоении.

3.2 Опытно-методические работы, проведенные в нагнетательных скважинах при исследованиях под закачкой.

3.3 Сопоставление и анализ результатов теоретических и экспериментальных исследований.

3.4 Разработка новых методов решения практических задач.

Выводы.

4 ПРАКТИЧЕСКАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ ПРЕДЛОЖЕННЫХ МЕТОДИК.

4.1 Расчет объема жидкости, поглощенного при компрессировании.

4.2 Использование методики, разработанной для исследования высокодебитных скважин.

4.3 Использование комплекса методов на фиксированной глубине при освоении для интерпретации.

4.4 Расчет приемистости в нагнетательных скважинах по данным термометрии на фиксированной глубине.

Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование термогидродинамических методов исследования скважин"

В настоящее время большинство нефтегазовых месторождений в Западной Сибири находятся на стадии падающей добычи или на завершающей стадии разработки. Для таких месторождений особенно важно правильное регулирование разработки с целью максимального извлечения остаточных запасов углеводородов. Одним из крупнейших нефтегазовых месторождений является Лянторское месторождение ОАО «Сургутнефтегаз».

Лянторское нефтегазовое месторождение характеризуется сложным строением пласта с неоднородным по составу флюидом, высокими значениями давления насыщения, близкими к пластовым, прорывом фронта закачиваемых вод по пластам [91]. В значительной мере эффективность разработки месторождения зависит от достоверности и информативности исходных данных, получаемых геофизическими методами исследования скважин (ГИС). Особую роль при этом приобретают термогидродинамические методы контроля разработки. Использование традиционных технологий ГИС на предприятии в рамках стандарта предприятия (СТП) оказывается недостаточным и характеризуется низкой достоверностью решения ряда задач. Анализ существующих технологий исследования скважин при контроле за разработкой показал, что используемая технология определения интервалов притока и источника обводнения оказывается неэффективной при освоении высокодебитных скважин Лянторского месторождения. Указанные в действующем СТП («Регламент проведения контроля за разработкой месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» геофизическими методами») методики не рассчитаны для исследования многофазных потоков в стволе скважины [34].

В нагнетательных скважинах за 2006 год в 26% исследований приемистость пласта не была определена из-за отсутствия записи механической расходометрии по причине непрохождения прибора или засорения датчика, в связи с чем актуальным является разработка методики определения общей приемистости пласта по данным метода термометрии во времени на фиксированной глубине, как альтернативного метода механической расходометрии в случае отсутствия последнего [37].

Поэтому разработка новых методических подходов при проведении термогидродинамических исследований и интерпретации получаемых данных является необходимым и актуальным для условий Лянторского месторождения.

Цель работы заключается в разработке методических основ термогидродинамических исследований, обработки и интерпретации получаемых данных в добывающих и нагнетательных скважинах при неустановившихся режимах работы для обеспечения оперативности и достоверности решения задач.

Основные задачи исследований:

1. Анализ современного состояния выполнения комплекса ГИС при контроле за разработкой месторождений ОАО «Сургутнефтегаз». Достоинства и недостатки.

2. Исследование баротермического эффекта при движении многофазных потоков в пласте для определения закономерностей формирования температурного поля и оценки состава притекающего флюида.

3. Разработка методики исследования высокодебитных скважин при освоении с применением комплекса параметров, регистрируемых на фиксированной глубине, с целью достоверного определения эксплуатационных характеристик пласта.

4. Разработка методики обработки и интерпретации данных термогидродинамического зондирования пласта для определения объема жидкости, поступившей в пласт при освоении скважины.

5. Разработка методики исследования нагнетательных скважин под закачкой с целью определения суммарной приемистости пласта по данным термогидродинамических исследований на фиксированной глубине.

6. Анализ результатов опытно-промышленного внедрения разработанных методик на Лянторском месторождении.

Методы решения поставленных задач.

Теоретические исследования, численное моделирование с применением конечно-разностных методов и расчетов на ЭВМ, обобщение и анализ промысловых данных, проведение опытно-методических работ на скважинах, опробация предлагаемых методик, сопоставление теоретических, экспериментальных и промысловых данных. Научная новизна.

1. Изучено влияние термодинамических эффектов на формирование температурного поля притекающего флюида (нефть, нефть+газ, нефть+газ+вода) в процессе освоения скважины. Установлено, что сразу после уменьшения забойного давления наблюдается снижение температуры флюида относительно первоначальной, затем в процессе притока температура становится выше первоначальной, т.е. изменение температуры притекающего из пласта флюида носит инверсионный характер.

2. Разработана методика проведения исследований в процессе освоения высокодебитных скважин, основанная на регистрации термогидродинамических параметров на фиксированной глубине, при изменяющемся забойном давлении.

3. Предложено использование комплексных данных термометрии, барометрии и методов состава (влагометрии и резистивиметрии) на фиксированной глубине при гидродинамических исследованиях в процессе освоения скважин для определения состава притока при многофазной фильтрации флюида в пласте и диагностирования причины обводнения продукции скважины.

4. Предложена методика проведения и интерпретации результатов термогидродинамических исследований в нагнетательных скважинах для оценки приемистости пласта.

Основные защищаемые положения.

1. Методика проведения, обработки и интерпретации термогидродинамических исследований скважин при освоении для решения задачи по «определению отдающих интервалов, состава притока и источника обводнения», в том числе в высокодебитных скважинах;

2. Методика определения эксплуатационных характеристик пласта по данным термогидродинамического зондирования;

3. Методика обработки и интерпретации данных термогидродинамических исследований для оценки приемистости пласта в нагнетательных скважинах.

Практическая ценность и реализация работы.

Исследования по теме диссертации позволили разработать и внедрить в производство методические комплексы для проведения и использования термогидродинамических исследований на фиксированной глубине как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах без привлечения дополнительных затрат времени и средств на проведение ГИС. Разработанные методики позволяют повысить эффективность и информативность комплексов геофизических исследований пласта, а, следовательно, и достоверность заключений при решении задач по определению интервалов притока и источника обводнения, оценке состава притока и определению приемистости пласта.

Результаты диссертационной работы были опробованы и внедрены при производстве и интерпретации ГИС на Лянторском месторождении ОАО «Сургутнефтегаз». Предложенные автором методики могут быть использованы при проведении ГИС, обработке и интерпретации данных геофизических исследований скважин других нефтяных и нефтегазовых месторождений.

В Лянторском управления геофизических работ треста «Сургутнефтегеофизика» было проведено 18 исследований по оценке интервалов притока и источника обводнения по разработанной методике в высокодебитных скважинах. Восемь скважин были запущены в работу по результатам проведенных комплексов без проведения дополнительных исследований, суммарная экономическая эффективность от внедрения методики, разработанной диссертантом, за 7 месяцев 2007г. составила 519 135руб.

В 5 нагнетательных скважинах Лянторского месторождения приемистость была определена и выдана заказчику по данным метода термометрии на фиксированной глубине ввиду отсутствия или некачественной записи механической расходометрии. Полученное значение приемистости в пределах 20% совпало с промысловыми данными, предоставленными НГДУ «Лянторнефть».

Апробация работы.

Основные результаты работы докладывались на республиканской конференции студентов и аспирантов по физике (Уфа, Башкирский государственный университет, 1997г.), на республиканской конференции студентов и аспирантов «Нелинейные и резонансные явления в конденсированных средах» (Уфа, Башкирский государственный университет, 1998г.), на 24-ой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» (Сургут, ОАО «Сургутнефтегаз», 2004г.), на десятой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала ХМАО-Югры» (Ханты-Мансийск, 2006г.), на 27-ой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» (Сургут, ОАО «Сургутнефтегаз», 2007г.), на студенческой научно-практической конференции (Уфа, Башкирский государственный университет, 2007г.), на VII Международном конгрессе нефтегазопромышленников России Научная секция «Б» «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» (Уфа, 2007г).

Публикации.

По теме диссертационного исследования опубликовано 7 печатных работ, в том числе в изданиях, рекомендованных ВАК, - 2 работы.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа изложена на 143 страницах машинописного текста, в том числе содержит 56 рисунков, 23 таблицы. Состоит из введения,

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Иванова, Айгуль Раильевна

129 ' Выводы

Предложенные автором методики проведения, исследований по определению работающих интервалов и состава притока при освоении и профиля приемистости под закачкой, методики обработки и интерпретации нашли свое практически ежедневное применение на скважинах Лянторского месторождения. В результате использования разработанных новых методик и усовершенствования технологий исследования, существующих ранее, выдается более полное и достоверное заключение заказчику. Решение некоторых задач по стандартной технологии, таких как оценка работающих интервалов, депрессии, дебита и динамического уровня в скважинах с быстрым, восстановлением уровня после стравливания было значительно затруднено, а в некоторых случаях невозможно. Вследствие чего для выбора правильного оборудования для эксплуатации скважины приходилось проводить дополнительные исследования, так как поставленная задача в полном объеме не решалась.

Предложенная экспресс-методика оценки приемистости по- данным-термометрии на фиксированной глубине при проведении закачки позволила определить приемистость пласта даже при невозможности проведения записи механической расходометрии либо при его неудовлетворительном качестве. Определение величины приемистости скважины по данным термометрии является актуальной задачей не только при проведении геофизических исследований на пласт, но и при решении задачи по оценке технического состояния эксплуатационной колонны, так как данная величина методом механической расходометрии при решении данной задачи не определяется. Расчетная приемистость может быть использована при интерпретации в качестве ориентировочной для сравнения с промысловыми данными, предоставляемыми заказчиком.

130

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Исследования по теме диссертации позволили разработать и внедрить в производство методические комплексы для проведения и использования термогидродинамических исследований на фиксированной глубине как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах без привлечения дополнительных затрат времени и средств на проведение ГИС. Разработанные методики позволяют повысить эффективность и информативность комплексов геофизических исследований пласта, а, следовательно, и достоверность заключений при решении задач по определению интервалов« притока и источника обводнения, оценке состава притока и' определению приемистости пласта.

На основе анализа проведенных теоретических и экспериментальных исследований были получены следующие результаты:

1. Изменение температуры притекающего из пласта флюида при освоении скважины носит инверсионный характер - сразу после снижения забойного давления оно ниже, а затем в процессе притока становится выше' ч первоначальной температуры и определяется проявлением различных термодинамических эффектов.

При превышении забойного давления над давлением насыщения нефти газом снижение температуры обусловлено проявлением эффекта адиабатического расширения флюида.

При притоке газированной нефти в условиях разгазирования, когда забойное давление ниже давления насыщения нефти газом, снижение температуры обусловлено проявлением адиабатического эффекта, эффектом разгазирования нефти и дросселированием газовой фазы.

Появление воды в продукции приводит к уменьшению величины снижения температуры притекающего флюида за счет уменьшения вклада газовой фазы и дросселирования воды.

2. Разработаны:

- методика проведения исследования и интерпретации высокодебитных скважин по оценке интервалов притока и источника обводнения при освоении с использованием замеров барометрии и термометрии на фиксированной глубине. При использовании данной методики исследований достигается более точное определение максимальной депрессии, созданной при освоении; определение уровня сразу после стравливания; определение дебита, динамического уровня; замеры в интервале пласта проводятся в момент максимальной депрессии и максимального притока из пласта, что особенно важно при наличии нескольких перфорированных интервалов;

- методика оценки объема жидкости, поглощенной при освоении, по данным замера методами термометрии и барометрии на фиксированной глубине. Зная ее, можно оценить долю реального притока из пласта, время дренирования пласта при постоянной работе компрессора для извлечения поглощенной жидкости;

- методика проведения исследований по определению принимающих интервалов и суммарной приемистости пласта при закачке с использованием .,. замера термометрии и барометрии на фиксированной глубине. Рассчитаны минимальная и максимальная приемистости пласта, которые можно определить по данным термометрии на фиксированной глубине.

3. Изучены особенности поведения распределения температуры для случаев одно-, двух-, трехфазной фильтрации в скважинах Лянторского месторождения. Показано, что одновременная запись таких параметров как давление, температура, влагосодержание и минерализация позволяет в комплексе анализировать все термодинамические процессы, происходящие в скважине, а по величине и характеру изменения температуры в изменяющемся поле давления оценивать состав притока из пласта, диагностировать являются ли причиной обводнения продукции скважины нагнетаемые воды.

4. Исследовано влияние расположения прибора относительно перфорированного пласта на регистрируемые параметры. Чем дальше прибор расположен от исследуемого пласта, и чем меньше дебит притока, тем большее влияние на изменение температуры оказывает теплообмен с окружающими горными породами. Для уменьшения влияния конвективного и кондуктивного переноса тепла рекомендуется устанавливать прибор как можно ближе к кровле пласта.

5. Предложенные методики опробованы и внедрены на скважинах Лянторского месторождения ОАО «Сургутнефтегаз» в Западной Сибири. Методики позволяют решать задачи в скважинах с большим углом наклона, в которых затруднено проведение исследований в интервале перфорации.

В перспективе предложенные методики могут быть использованы для многопластовых залежей при расположении прибора поочередно над каждым исследуемым объектом, либо в горизонтальных скважинах при расположении прибора выше горизонтального участка ствола.

С января по июль 2007 года партиями Лянторского УТР треста «Сургутнефтегеофизика» было проведено 18 исследований по оценке интервалов притока и источника обводнения по разработанной методике для высокодебитных скважин. Восемь скважин были запущены в „работу по результатам проведенных комплексов без проведения дополнительных исследований, суммарная экономическая эффективность от внедрения методики, разработанной диссертантом, за 7 месяцев 2007 года' составила 519 135руб.

За май-июль месяцы 2007 года в 5 нагнетательных скважинах приемистость была определена и выдана заказчику по данным термометрии ввиду отсутствия или некачественной записи механической расходометрии. Полученное значение приемистости в пределах 20% совпало с промысловыми данными, предоставленными НГДУ «Лянторнефть».

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Иванова, Айгуль Раильевна, Уфа

1. Апишаев М.Г., Розенберг М.Д., Теслюк E.B. Неизотермическая фильтрация при разработке нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1985. — 270с.

2. Арешев Е.Г., Плынин В.В., Попов O.K., Штырлин В.Ф. Природа аномальных данных термогидродинамических исследований нефтяных скважин //Нефтяное хозяйство 2000. - №3. - С.41

3. Ахметов K.P. Совершенствование и развитие новых технологий исследований и обработки промыслово-геофизических данных при контроле за разработкой нефтяных месторождений Сургутского региона: Автореф. дисс. . канд.техн.наук. Уфа:БашГУ, 2000. 21с.

4. Балакиров Ю.А. Термодинамические исследования фильтрации нефти и газа в залежи. М.: Недра, 1970. - 192с.

5. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. М.: Недра, 1972. - 288с.

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

7. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика: Учебник для вузов.- Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. — 480с.

8. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учебник для ВУЗов. М.:Недра, 1993. - 416с.

9. Буевич A.C., Валиуллин P.A., Хизбуллин Ф.Ф. Экспериментальные исследования некоторых термодинамических процессов дляжидкостей.//Физико-химическая гидродинамика: Межвузовский сборник, -Уфа: Башкирский государственный университет, 1980. С.37-41.

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

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

12. Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш. К формированию температурного поля в скважине при компрессорном освоении и опробовании / Физико-химическая гидродинамика: Межвузовский сборник. Уфа: Изд-во Башк. госуд. ун-та, 1985. - С.91-98.

13. Валиуллин P.A., Шарафутдинов Р.Ф., Рамазанов А.Ш. и др. Интерпретация данных термических исследований скважин на основе использования результатов математического моделирования тепловых процессов // НТВ «Каротажник» 2004. - №118-119. - С.215-222.

14. Валиуллин P.A., Болдырев В. Д. Экспериментальное изучение адиабатического эффекта в пластовых жидкостях. //Физико-химическая гидродинамика: Межвузовский сборник, Уфа: Башкирский государственный университет, 1989. -С.84-89.

15. Валиуллин P.A., 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.

16. 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.21-25.

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

18. Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш. Особенности термометрии нефтяных скважин при выделении газа в пласте./В книге Геофизические исследования в нефтяных скважинах.// Труды ВНИИНПГ, 1990. №20. - С.78-84.

19. Валиуллин P.A., Шарафутдинов Р.Ф., Кулагин О.'Л. Экспериментальное изучение термодинамических эффектов в газожидкостных системах.//Физико-химическая гидродинамика: Межвузовский сборник. -Уфа: Башкирский государственный университет, 1995. — С. 13-18

20. Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш. Термические исследования при компрессорном освоении нефтяных скважин. Уфа, издательство Башкирского государственного университета, 1992. -168с.

21. Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф. Термометрия пластов с многофазными потоками. Уфа, издательство Башкирского государственного университета, 1998. -115с.

22. Валиуллин P.A., Иванова А.Р. Совершенствование технологии исследования скважин при их освоении //Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2007. - №11 - С. 14-17.

23. Вахитов Г.Г., Гаттенбергер Ю.П., Лутков В.А. Геотермические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений. М.: Недра, 1984.

24. Гиматудинов Ш.Е., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М: Недра, 1982. 312с.

25. Геофизические методы исследования нефтяных и газовых скважин. /Под ред.Померанца Л.И. М.: Недра, 1981.- 373с.

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

27. Дворкин И.Л., Валиуллин P.A., Булгаков Р.Б. и др. Термические способы исследования скважин в процессе их освоения, опробования и капитального ремонта // Нефтяное хозяйство. 1986. - № 6. - С.15-18.

28. Зайцев В.М. Дроссельное температурное поле трещиноватого пласта при движении несжимаемой жидкости // Известия ВУЗов. Нефть и газ. — 1973.-№ 10. С.59-64.

29. Золотарев П.П., Николаевский В.Н. Термодинамический анализ нестационарных процессов в насыщеннывх жидкостью и газом пористых средах. В кн.: Теория и практика добычи нефти. — М.: Недра, 1966. - С.49-61.

30. Иванова А.Р. Определение эксплуатационных характеристик пластов при освоении высокодебитных скважин // Студенческая научно-практическая конференция. Тезисы докладов конференции, 27 апреля 2007г. Уфа : БашГУ -2007.-С.15.

31. Иванова А.Р. Определение расхода жидкости в скважине по данным термогидродинамических исследований //НТВ «Каротажник» 2007. -№10(163) - С.44-49.

32. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. М:, 2006. - 780с.

33. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Основы применения скважинной барометрии в промысловой геофизике. -М.: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1997.-229с.40; Итенберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин. -М.: Недра, 1987. 372с.

34. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. //Справочник. Москва: Недра, 1988. 286с.

35. Калиткин H.H. Численные методы. М.: Наука, 1978: - 512с.

36. Канаевский Р.Д. Математическое моделирование гидродинамическихпроцессов разработки месторождений углеводородов. М.: Ижевск: Институтiкомпьютерных исследований, 2003. С. 18-23.

37. Капырин Ю.В., Требин Г.Ф., Позин JI.3. Использование температурных эффектов при исследовании скважин // Нефтяное хозяйство -1964. №3. - С.28-32.

38. Келлер J1.E., Салимов В.Г. Промысловая геофизика. Геофизические исследования скважин.// Уфа — Башкирский университет. — 1997. — С. 15-19.

39. Коноплев Ю.В., Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И. и др. Геофизические методы контроля разработки нефтяных месторождений. М.:Недра, 1986.-221с.

40. Коноплев Ю.В. Технология разнорежимных исследований эксплуатационных скважин// НТВ «Каротажник» 2004. - № 10-11. - С. 138-161.

41. Кондрашкин В.Ф., Фаткуллин А.Х. Определение коэффициента Джоуля-То мсона для ромашкинской нефти в промысловых условиях.//Нефтепромысловое дело. 1971. - №9. - С. 15-17.

42. Кременецкий М.И., Резванов P.A. Физические основы термических методов исследования скважин. М.: РИО МИНХиГП, 1983. - 188с.

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

44. Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И., Резванов P.A. Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. — М.: Недра, 1991. — 219с.

45. Лапук Б.Б. О термодинамических процессах при движении газа в пористых средах.// Нефтяное хозяйство. 1949. - №3. - С. 19-24.

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

47. Латышова М.Г., Венделыптейн Б.Ю., Тузов В.П. Обработка и интерпретация материалов геофизических исследований скважин: Учебник для техникумов. М.: Недра, 1990. - 312с.

48. Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов исследования скважин. М.: Недра, 1981. -178с.

49. Лиховол Г.Д. К вопросу гидродинамических исследований при компрессировании // НТВ «Каротажник» 2004. - №10-11. - С.216-224.

50. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 2000.-516с.

51. Нестеренко М.Г. Разработка методики определения состава пластовой жидкости в скважине при термогидродинамических исследованиях: Автореф. дисс. .канд.техн., Уфа: БашГУ, 2007 19с.

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

53. Нигматуллин Р.И. Динамика многофазных сред (в 2 ч.). М.: Наука, 1987.-464с., 360с.

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

55. Нелепченко О.М., Ахияров В.Х., Басин Я.Н. Оптимальные комплексы геофизических исследований нефтяных и газовых скважин Западной Сибири. —1. М.: Недра, 1976. -132с.

56. Осадчий В.М. Технологии контроля за притоком-жидкости из пласта при освоении нефтяных скважин после бурения и КРС //НТВ «Каротажник» -2006.- №2-4. -С.278-285.

57. Основные типовые задачи и обязательный комплекс промыслово-геофизических исследований по контролю за разработкой на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». — Сургут: тр. «Сургутнефтегеофизика». -1997. С.ЗО.

58. Отчет о научно-исследовательской работе СургутНИПИнефть. — Сургут: ОАО «Сургутнефтегаз».—2003. — 141с.

59. Павленко Г.А., Павлов A.A. Современные проблемы и пути развития технических средств, технологий и программных продуктов для гидродинамических исследований в скважинах // НТВ «Каротажник» 2003. -№108.- С.56-60.

60. Павленко Г.А. Гидродинамический мониторинг процесса разработки месторождений углеводородов важнейшее звено получения информации о выработке.//НТВ «Каротажник» - 2005. - №14. - С. 124-133.

61. Рамазанов А.Ш., Валиуллин P.A., Осадчий В.М. Особенности гидродинамических исследований при освоении скважин.//НТВ «Каротажник» -2002. -№94.-С.13-19.

62. Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф., Халикова А.Г. Баротермический эффект при вытеснении нефти из пористой среды.// Известия АН СССР., МЖГ. 1994.-№3. -С.104-109.

63. Рамазанов А.Ш. Автоматизированная обработка результатов гидродинамических исследований пластов// НТВ «Каротажник» 2004. - №14. - С.50-59.

64. Рамазанов А.Ш. Дроссельное температурное поле неоднородного нефтяного пласта. Уфа, 7с. - Рукопись деп. во ВНИИОЭНГ 28 окт. 1983г., №1033 нг-Д83.

65. Рамазанов А.Ш. Термогидродинамические методы при освоении и испытании нефтяных пластов / Тез. докл. междун. конф. «Новые высокие информационные технологии», г.Уфа, 8-11 июня 1999г., С. 18-22.

66. Рамазанов А.Ш. Автоматизированная обработка данных гидродинамиченских исследований пластов/ кафедре геофизики 35 лет / Сб. материалов, посвященный юбилею кафедры / Изд-е Башкирск. ун-та. —Уфа, 1999, С.81-98.

67. Рамазанов А.Ш. Температурное поле нефтяного пласта при фильтрации газированной нефти и воды / Сб. докл. Межд. геофизической конф. «Геологической службе России 300 лет». Санкт-Петербург, 2-6 октября 2000г., С.403-404.

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

69. Рамазанов А.Ш., Ремеев И.С., Гумеров И.Р. и др. Автоматизированная система обработки данных гидродинамического зондирования пластов «Гидрозонд» //НТВ «Каротажник» 1997-№30. - С.74-77.

70. Рамазанов А.Ш. Филиппов А.И. Некоторые особенности температурного поля дросселирующей жидкости /чСб.: Гидродинамика и теплообмен в конденсированных средах. ИТФ СО АН СССР. Новосибирск, 1981, С.95-100.

71. Рамазанов А.Ш., Филиппов А.И. К применению термометрии для исследования водонагнетательных скважин // Известия ВУЗов. Нефть и газ. — 1981. №2,- С.58-62.

72. Рамазанов А.Ш., Филиппов А.И. Некоторые особенности теплового поля пласта при неустановившейся фильтрации флюида / Тезисы докл. на 2 Всес. конф. «Проблемы горной теплофизики».- JL, 1981. С.169.

73. Рамазанов А.Ш., Филиппов А.И. Температурные поля при нестационарной фильтрации жидкости // Изв. АН СССР. Механика жидкости и газа.- 1983,- № 4.- С. 175-178.

74. Регламент проведения контроля за разработкой месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» геофизическими методами. СТП 228-2004. Сургут: ОАО «Сургутнефтегаз». - 2004. - С.35

75. Руководство по применению промыслово-геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений. М.:Недра,1978. - 256с.

76. РД 39-1-1190-84 Технология промыслово-геофизических исследований при капитальном ремонте скважин. Уфа: ВНИИнефтепромгеофизика, 1984.

77. РД 39-100-91 Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений.-ВНИИнефть, 1991.

78. РД 153-39.0-109-01 Методические указания «Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и газонефттяных месторождений». Экспертнефтегаз, 2001.

79. Самарский A.A., Гулин A.B. Численные методы- М.: Наука, 1989.432с.

80. Садретдинов A.A. Численное моделирование неизотермического притока флюида к скважине с учетом фазовых переходов// НТВ «Каротажник» -2004. -№14.-С.83-91.

81. Сучков Б.М. Оценка влияния дроссельного эффекта на изменение температурного режима работы скважины //Нефтепромысловое дело. — 1974. -№9. -С.38-41.

82. Создание постоянно действующей геологической модели Лянторского месторождения / Отчет СургутНИПИнефть. Тюмень: ОАО «Сургутнефтегаз». -1998.-87с.

83. Теленков В.М., Бутов В.Г., Полыгалов В.Ф., Перегинец В.А.

84. Геофизические методы контроля выработки продуктивных пластов на примере месторождений Нижневартовского района // НТВ «Каротажник» 2004. - №1011.- С.72-88.

85. Теленков В.М., Хаматдинов Р.Т. Геофизические исследования при контроле разработки нефтегазовых залежей //НТВ «Каротажник» 2006. - №24. - С.71-90.

86. 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. М.: Недра, 1965.- вып.42.- С.281-294.

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

88. Требин Г.Ф., Капырин Ю.Ф., Лиманский О.Г. Оценка температурной депрессии в призабойной зоне эксплуатационных скважин. //Сборник научных трудов: ВНИИ. М.,1978. - вып.64. - С. 16-22.

89. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. Москва, 2001. — 272с.

90. Усманов М.Г. О возможности применения высокочувствительной термометрии для исследования добывающих и разведочных скважин при дренировании компрессором // Нефтепромысловое дело.- 1981.- № 8,- С. 15-17.

91. Федоров K.M., Шарафутдинов Р.Ф. К теории неизотермической фильтрации с фазовыми переходами.// Известия академии наук СССР, МЖГ. 1989.-№5,- С.78-85.

92. Федоров В.Н. Аппаратурно-методический комплекс для термогидродинамических исследований пологих и горизонтальных скважин: Автореф. дисс. . д.т.н, Уфа, 2004 38с.

93. Филиппов А.И., Рамазанов А.Ш. К расчету теплового- поля дроссельного элемента установки для изучения эффекта Джоуля-Томсона // ИФЖ, 1980.- т.38, №2. С.318-324.

94. Хуснуллин М.Х. Геофизические методы контроля разработки нефтяных пластов. М.: Недра, 1989. - 190с.

95. Шарафутдинов Р.Ф. Математическое моделирование и экспериментальное исследование многофазных потоков// НТВ «Каротажник» -2004. -№14.-С.59-72.

96. Чарный И.А. Подземная гидродинамика. М.:Гостехиздат, 1963. 396с.

97. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. М.:Недра, 1965.238с.

98. Паспорт КСА.М1-00.00.000 ПС Аппаратура комплексная технического контроля скважин и скважинного оборудования КСА-Т7М1-36-120/40. АО «Геотрон». Тюмень, 1996.

99. Паспорт Модуль расходомера Гранат-Р . ИПЦ «Геомониторинг». -Уфа, 2006.

100. Hooker P.R., Brigham W.E. Temperature and Heat Transfer Along Buried Liquids Pipelines. paper SPE 6506, May, 1978.

101. Steffensen P.J. and Smith R.C. The Importance of Joule-Thomson Heating (or Cooling) in Temperature Log Interpretation.- Paper SPE 4636 presented at the SPE 48 Annual Meeting, Las Vegas, Sept. Oct., 1973.