Исследование нестационарных тепловых полей при разгазировании нефти в многопластовой системе применительно к термометрии скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 01.04.14, кандидат наук Канафин Ильдар Вакифович

• Канафин Ильдар Вакифович
• кандидат наук
• 2021

Оглавление диссертации кандидат наук Канафин Ильдар Вакифович

Введение

Глава 1. Неизотермическое движение нефти и газа в системе «скважина-пласт» (обзор современного состояния исследований)

1.1 Обзор литературы по моделированию и исследованию движения многофазного флюида в пласте

1.2 Обзор литературы по моделированию и исследованию движения многофазного флюида в скважине

1.3 Выводы по первой главе

Глава 2. Разработка теоретических основ термогидродинамических исследований многофазной фильтрации для многопластовых систем

2.1 Теоретические аспекты моделирования многофазного потока в многопластовой системе «скважина-пласт»

2.1.1 Модель потока дрейфа

2.2 Термодинамические эффекты при многофазном потоке в системе «скважина-пласт»

2.3 Постановка задачи двухфазного потока в системе «скважина-пласт»

2.4 Численное решение задачи

2.5 Тестирование модели пласта

2.6 Тестирование модели скважины

2.7 Выводы по второй главе

Глава 3. Исследование неизотермических процессов при фильтрации газированной нефти в многопластовой системе

3.1 Параметры двухпластовой системы разработки

3.2 Особенности формирования температурного поля в двухпластовой системе разработки

3.3 Исследование влияния времени снижения давления на устье скважины69

3.4 Исследование влияния растворимости газа на температуру в скважине при разгазировании нефти

3.5 Исследование влияния давления насыщения нефти газом на температуру в скважине при разгазировании нефти

3.6 Исследование влияния давления в скважине на температурное поле при разгазировании нефти

3.7 Исследование влияния проницаемости пластов на температурное поле при разгазировании нефти

3.8 Исследование влияния функции относительных фазовых проницаемостей на температурное поле при разгазировании нефти в многопластовой системе

3.9 Диагностирование работы пластов при разгазировании нефти в многопластовой системе

3.10 Выводы по третьей главе

Глава 4. Совершенствование технологий термогидродинамических методов решения нефтепромысловых задач в многопластовой системе в условиях разгазирования нефти

4.1 Оценка давления насыщения по распределению температуры в скважине

4.2 Уточнение профиля притока в многопластовой системе

4.3 Выводы по четвертой главе

Заключение

Список литературы

92

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование нестационарных тепловых полей при разгазировании нефти в многопластовой системе применительно к термометрии скважин»

Актуальность темы исследования

В настоящее время одним из наиболее информативных методов для диагностики состояния скважин и пластов является термометрия. Это связано с тем, что температурное поле очень чувствительно к процессам, происходящим как в нефтяном пласте, так и в стволе скважины. Данное обстоятельство, с одной стороны, дает преимущество перед остальными методами, а с другой, накладывает ограничения при интерпретации температурных аномалий в скважине. Особенно, если учесть тот факт, что на сегодняшний день интерпретация термограмм в большинстве случаев осуществляется на качественном уровне в предположении, что поток в скважине однофазный. Однако, снижение давления в скважине или пласте ниже давления насыщения нефти газом приводит к разгазированию нефти, и поэтому в стволе скважины наблюдаются многофазные газожидкостные потоки. А в скважине с многопластовой системой особенности разгазирования нефти обусловлены различием забойного давления, которые усложняют интерпретацию многих промыслово-геофизических методов, включая термометрию. В связи с этим, теоретические исследования неизотермических многофазных потоков в скважине с многопластовой системой с учетом разгазирования нефти является важной, актуальной задачей скважинной термометрии.

На формирование температурного поля одновременно влияют несколько факторов: предыстория работы скважины, теплообмен с окружающими горными породами, теплофизические свойства флюидов и породы, интенсивность работы продуктивных интервалов, депрессия на пласт, разгазирование нефти в скважине и пласте и т.д. При анализе термограмм необходим одновременный учет всех этих эффектов, что невозможно без использования математических моделей термогидродинамических процессов. Поэтому актуальным является разработка математической модели неизотермического движения многофазного флюида в системе «скважина-пласт» с учетом термодинамических эффектов и теплоты

разгазирования нефти в многопластовой системе для создания интерпретационной базы скважинной термометрии. Цель работы.

Повышение эффективности термометрических методов исследований скважин и пластов при разработке многопластовой залежи на основе использования математических моделей нестационарного неизотермического движения газированной нефти в системе «скважина-пласт». Основные задачи исследования:

1. Анализ современного состояния теоретических и экспериментальных работ в области исследования многофазных потоков в пласте и скважине.

2. Развитие математической модели неизотермического движения газированной нефти в многопластовой системе «скважина-пласт» с учетом термодинамических эффектов и теплоты разгазирования нефти.

3. Исследование термогидродинамических процессов в многопластовой системе «скважина-пласт» при движении газированной нефти с учетом термодинамических эффектов и теплоты разгазирования нефти.

4. Определение путей практического использования разработанной математической модели при интерпретации термометрических исследований скважин и пластов.

Объектом исследования является неизотермическая фильтрация газированной нефти в многопластовой системе «скважина-нефтяной пласт».

Предметом исследования является температурное поле при движении газированной нефти в многопластовой системе с учетом термодинамических эффектов и теплоты разгазирования нефти.

Научная новизна изложенных в диссертационной работе результатов заключается в следующем:

1. Предложена усовершенствованная математическая модель и получено численное решение задачи нестационарного движения газированной нефти в многопластовой системе «скважина-пласт» с учетом конвективного и кондуктивного теплопереноса, баротермического эффекта и теплоты

фазового перехода, а также скорости проскальзывания газовой фазы относительно нефтяной в стволе скважины.

2. Установлено, что в многопластовой системе при снижении давления ниже давления насыщения нефти газом наблюдается немонотонное изменение температуры в скважине напротив пластов вследствие последовательного влияния следующих процессов: охлаждение за счет разгазирования нефти в стволе скважины в начальные моменты времени после пуска скважины в работу, повышение температуры за счет поступления менее охлажденной жидкости из пластов, последующее снижение температуры за счет разгазирования нефти в пластах.

3. Установлены условия проведения измерения температуры после пуска скважины в работу для определения работающих интервалов в многопластовой системе с использованием разработанной математической модели: во-первых, давление в скважине напротив исследуемого пласта должно быть меньше давления насыщения; во-вторых, измерение температуры необходимо провести до того момента, пока температурный сигнал из нижних пластов не достигнет исследуемого интервала скважины.

4. Установлено, что для двухпластовой системы снижение проницаемости в верхнем пласте приводит к инверсии в зависимости температуры от времени в верхнем пласте, т.к. значительное охлаждение в начальные моменты времени в результате разгазирования нефти в стволе скважины происходит в большей степени при меньшей скорости потока (низкой проницаемости верхнего пласта).

5. Показано, что при разгазировании нефти в стволе скважины наблюдается изменение градиента температуры на глубине, соответствующей фронту начала разгазирования нефти, что может быть использовано для оценки давления насыщения нефти газом на данной глубине.

Основные положения и результаты, выносимые на защиту: 1. Усовершенствованная математическая модель тепло- и массопереноса при

движении газированной нефти с учетом термодинамических эффектов и

теплоты разгазирования нефти в системе «скважина-пласт» многопластовой залежи позволяет адекватно описать процесс формирования температурного поля в пласте и скважине применительно к задачам эксплуатации скважин при контроле за разработкой нефтяных и нефтегазовых месторождений.

2. Результаты исследования влияния давления насыщения, растворимости газа в нефти, проницаемости пластов, давления в скважине на температурное поле в системе «скважина-пласт» многопластовой залежи.

3. Особенности формирования температурного поля в скважине при движении газированной нефти в системе «скважина-пласт» и пути практического применения при диагностике работы отдельных пластов в многопластовой системе.

Практическая значимость работы состоит в следующем:

1. Получены фундаментальные знания о закономерностях формирования температурного поля в скважине с многопластовой системой при добыче разгазирующейся нефти.

2. Полученные результаты позволяют повысить эффективность и достоверность термометрических исследований скважин при определении работающих интервалов в многопластовой системе в условиях разгазирования нефти и может быть использована нефтедобывающими предприятиями, занимающимися контролем за разработкой нефтегазовых месторождений.

3. Предложенная математическая модель может быть использована при оценке давления насыщения нефти газом и коэффициента растворимости газа, а также профиля притока по результатам термометрических исследований в добывающих скважинах, эксплуатирующих два и более продуктивных интервала.

Обоснованность и достоверность результатов следует из корректности физической и математической постановки задачи; применения фундаментальных уравнений тепло- и массопереноса и апробированных численных методов решения задач неизотермического многофазного потока, сравнении результатов с известными аналитическими и численными решениями.

Личный вклад автора заключается в разработке программного кода и его тестировании, проведении численных экспериментов, участии в постановке задач и обсуждении полученных результатов. Апробация работы

Результаты работы докладывались и обсуждались на следующих научных конференциях:

• II Всероссийская молодежная научно-практической конференция «Геолого-геофизические исследования нефтегазовых пластов». Уфа, май 2017.

• III Всероссийская молодежная научно-практической конференция «Геолого-геофизические исследования нефтегазовых пластов». Уфа, май 2018.

• III Межрегиональная школа-конференция студентов, аспирантов и молодых ученых физиков «Теоретические и экспериментальные исследования нелинейных процессов в конденсированных средах». Уфа, 2017.

• IV Международная научно-практическая конференция «Актуальные проблемы науки и техники в современном ВУЗе». Стерлитамак, 2019.

• Международная конференция EAGE «7th Understanding the Harmony of the Earth's Resources Through Integration of Geosciences». Санкт-Петербург, апрель 2016.

• Международная конференция EAGE «8th Innovations in Geosciences - Time for Breakthrough». Санкт-Петербург, апрель 2018.

Основные результаты работы докладывались автором на научных семинарах кафедры геофизики БашГУ под руководством проф. Валиуллина Р.А. Уфа, 2015-2019.

Публикации. Основные положения диссертации опубликованы в 12 печатных работах, в том числе в 3 рецензируемых научных журналах из перечня ВАК, в 2 публикациях в изданиях, входящих в международные базы данных (Scopus), и получено свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ.

Благодарности

Автор выражает благодарность научному руководителю Р.Ф. Шарафутдинову за всестороннюю поддержку при выполнении диссертационной работы. Автор выражает отдельную благодарность Т.Р. Хабирову за помощь при разработке численной модели и симулятора. Автор признателен всем сотрудникам кафедры геофизики БашГУ за ценные советы, обсуждение и помощь в подготовке данной работы.

Глава 1. Неизотермическое движение нефти и газа в системе «скважина-пласт» (обзор современного состояния исследований)

В данной главе рассмотрено современное состояние исследований отечественных и зарубежных авторов по изучению фильтрации многофазного флюида в пласте с учетом фазовых переходов и многофазного потока в стволе скважины применительно к термометрии скважин.

1.1 Обзор литературы по моделированию и исследованию движения

многофазного флюида в пласте Термометрия получила развитие применительно к задачам промысловой геофизики в трудах многих ученых [1-6]. Применение термометрии для количественной интерпретации в скважинах значительно усложняется при многофазных потоках. В российских компаниях чаще всего используются методики интерпретации термограмм, основанные на представлении об однофазном потоке, в действительности же в скважине чаще наблюдаются многофазные потоки.

Стоит также отметить, что формируемое в скважине температурное поле зависит от многих факторов: теплофизических свойств флюидов и пород, режима работы скважины, депрессии, межфазного переноса массы (разгазирование нефти), конструкции скважины и т.д. В последние годы эксплуатация месторождений производится многопластовой системой с различными физико-химическими свойствами. Тепловое поле в скважине при этом непосредственно будет зависеть от теплофизических параметров притекающих флюидов. Для того, чтобы учесть влияние всех перечисленных факторов на формирование температуры, необходимо разработать математическую модель нестационарного неизотермического течения многофазного флюида в системе «скважина-пласт». И на основе нее изучить термогидродинамические процессы при движении многофазного флюида в системе «скважина-пласт».

Многофазные потоки часто встречаются в процессе добычи нефти и оказывают значительное влияние на производительность месторождения. Поэтому присутствие многофазных потоков требует анализа особенностей многофазных систем для оптимизации работы скважин или пластов. Особую важность при этом представляют теоретические исследования многофазной фильтрации углеводородов в природных резервуарах.

Так, в своей работе Брусиловский А.И. [7] достаточно подробно раскрыл расчетную схему фильтрации в пористой среде многокомпонентной системы в условиях нестационарности давления и температуры. Автор показал, что моделирование РУТ-свойств компонентов нефтегазоконденсатных систем с применением уравнения состояния Пенга - Робинсона приводит к тому, что при давлениях выше 40 МПа существенной становится погрешность в оценке z-фактора метана, этана, пропана. А также, что с ростом давления монотонно возрастает отклонение расчетных значений от экспериментальных.

Подробному исследованию фильтрации газированной нефти в пласте посвящены работы Филиппова А.И. [8, 9, 10]. Автором рассматривается движение газированной нефти в пористых средах без учета кристаллизации. Описаны основные физические эффекты (эффект Джоуля-Томсона, адиабатический и баротермический эффекты), проявляющиеся при фильтрации газированной нефти. Уравнение энергии рассмотрено в однотемпературном приближении для многофазной среды, состоящей из первой фазы - нефти и растворенного газа, второй фазы - свободного газа, и скелета горной породы. Приводится постановка задачи о термодинамических процессах при фильтрации газированной жидкости с учетом фазовых переходов применительно к нефтегазовым пластам. Получено решение гидродинамической задачи при фильтрации газированной нефти.

Исследованию неравновесной фильтрации газированной нефти в пористой среде посвящена работа [11]. Авторы приводят результаты исследования условий устойчивости стационарных режимов фильтрации газированной нефти при давлении ниже давления насыщения при условии, что зависимость ОФП жидкости от газонасыщенности имеет немонотонный характер. Показано, что

«эффект проскальзывания» жидкой фазы приводит к возникновению автоколебаний давления, насыщенности и дебита в скважине [12].

Рамазанов А.Ш. и Паршин А.В. в работе [13] исследовали двухфазную фильтрацию с фазовыми переходами в пористой среде. Ими получена аналитическая модель изменения температуры при фильтрации газированной нефти. Результаты моделирования показали, что учет радиальной теплопроводности оказывает значительное влияние на зависимость температурной аномалии на выходе из пласта от времени. В частности, данный учет уменьшает время достижения минимума температурной аномалии, уменьшает наклон температурной кривой в области дроссельного разогрева и увеличивает время наблюдения отрицательной температурной аномалии.

Результаты численного моделирования двухфазной фильтрации нефти и газа в пласте в неоднородном пласте приведены в работе [14]. Показано, что решающий вклад на формирование температурной аномалии на выходе из пласта оказывает теплота фазового перехода при разгазировании нефти, при этом вклад эффектов дросселирования нефти и газа на порядок меньше.

Авторы [15] занимаются изучением термодинамических и кинетических явлений в жестких пористых средах. Ими изучены разгазирование перенасыщенной жидкости и растворение жидкой фазы, процессы адсорбции и десорбции однокомпонентных смесей, а также испарение жидкой фазы в пористой среде.

В статье [16] показано, что фазовые переходы привносят положительный эффект на добычу углеводородов, а изменение размера пор и проницаемости снижают эффективность разработки месторождений. Линейный закон Дарси не нарушается на начальном этапе разработки, но с ростом скорости фильтрации жидкости может привести к погрешностям в расчетах.

Ученые [17] численно исследовали тепломассобмен в пористой среде с фазовыми переходами двухфазной фильтрации. Численные эксперименты обусловлены капиллярным взаимодействием и двухфазной теплопроводностью. Расчеты произведены в пакете СОМБОЬ.

Авторами в работе [18] рассмотрена проблема дегазации нефти при холодной добыче с образованием пенистой нефти. Разработана математическая модель на основе закона Дарси с относительной проницаемостью, которая вычисляется явно. Изучено предсказание соотношения сторон пузырьков газа и их скоростей. На основе теории перколяции получена зависимость соотношения сторон пузырьков от характеристик пористой среды. А также исследована зависимость образования больших градиентов насыщения газовой фазой от силы тяжести и вязкости.

Коллектив авторов [19] разработал математическую модель процесса нестационарной двухфазной двухкомпонентной фильтрации системы нефть -сверхкритический газ CO2 в однородной пористой среде. Результаты численного эксперимента показали, что модель достаточно точно качественно и количественно позволяет описать процесс вытеснения нефти сверхкритическим газом CO2 и максимальное отклонение от экспериментальных данных достигает 13 %.

В работе [20] рассматривается математическая модель фильтрации, основанная на квазигазодинамической системе уравнений. Решение получено с применением явных численных методов. Модель обобщена для многофазного многокомпонентного флюида и учитывает включение источников тепла. Приведены результаты расчетов тестовых задач о течении в однородной пористой среде трехфазной жидкости.

Применение производительных вычислений на параллельных вычислительных системах для задач многофазной фильтрации отражено в работах [21-23]. Представлены результаты расчётов тестовых задач фильтрации с помощью новой гиперболической модели и вычислительного алгоритма явного типа. Показана высокоэффективная реализация предложенного алгоритма на современных суперкомпьютерах с графическим ускорителем вычислений (GPU).

Авторы работы [24] рассмотрели способы улучшения сходимости метода Ньютона при решении систем уравнений, описывающих процессы подземной многофазной фильтрации. В качестве улучшения сходимости при нелинейных

итерациях предложено использование сплайн-интерполяции табличных данных функций относительных фазовых проницаемостей, а также метод ограничения приращений.

В работе [25] представлены модели неизотермического однофазного и двухфазного притока в скважину с учетом перфорационных каналов. Показано, что такие модели могут быть использованы для для оценки свойств призабойной зоны с низкой проницаемостью по сравнению с отдаленной зоной. Проанализировано влияние основных эффектов, влияющих на температуру в стволе скважины: эффект Джоуля-Томсона и теплота фазового перехода для некоторых значений газового фактора. Показаны случаи, когда традиционные подходы при интерпретации термограмм в стволе скважины невозможно применить без использования численной модели. Продемонстрирована оценка параметров призабойной зоны на полевых данных.

В указанных работах не изучено взаимодействие и взаимное влияние пластов с различными свойствами в многопластовой системе разработки.

1.2 Обзор литературы по моделированию и исследованию движения многофазного флюида в скважине

Для комплексного моделирования добычи крайне важна разработка и применение совместной модели ствола скважины и пласта. Так в работе [26] подчеркнута важность моделирования взаимодействия пласта и динамики жидкости в скважине для лучшего понимания и контроля интеллектуальных скважин. Симулятор ствола скважины, сопряженного с пластом, может применяться для решения различных задач как в области добычи, так и в области разработки пласта. Например, при анализе данных опробования скважины, моделировании закупорки призабойной зоны (т.е. закупорки ствола скважины осадками), проектировании скважины и т.д.

Коллектив авторов в работе [27] представили полностью неявный трехмерный симулятор пласта с нелетучей нефтью (black oil), сопряженного с одномерной моделью скважины. Исследования проведены для горизонтальной

скважины в системе «скважина-пласт». Использована двухжидкостная модель, учитывающая различные режимы потока в стволе скважины. Решены уравнения баланса массы нефти, воды и газа, уравнения энергии баланса жидкость-газ одновременно с уравнениями пласта. Они также рассмотрели параллельные течения внутри и снаружи трубы, и влияние эффекта угла наклона ствола скважины. Показано, что результаты моделирования хорошо согласуются с полевыми данными. Особое внимание уделено устойчивости разработанной модели. Так, в условиях высокой скорости потока, когда образуются пузырьковые и снарядные режимы течения, их модель становится менее устойчивой.

Изотермическая модель скважины с нелетучей нефтью, совмещенная с пластом, насыщенным также нелетучей нефтью, представлена в работе [28]. Авторами исследовано влияние сегрегации фаз в стволе скважины при одновременной закачке воды и газа, а также влияние многофазного потока при восстановлении давления в скважине. Дано объяснение, почему для модели ствола скважины можно использовать двухжидкостную модель, а также обобщенное уравнение импульса для смеси. Решены уравнения баланса массы для отдельных фаз (нефть, вода и газ), уравнения баланса жидкость-газ с учетом уравнений для пласта. Получены расчеты поверхностной скорости жидкости и газа, давления в стволе скважины, массовой доли свободного газа и массовой доли воды в модели скважины. Проведено тестирование разработанной модели с некоторыми экспериментальными результатами. Также проиллюстрировано влияние растворимости газа на темп восстановления давления и произведено сравнение моделей: двухфазная и для смеси при исследовании скважин методом восстановления давления.

Следующая работа [29] посвящена исследованию нестационарной изотермической модели скважины, которая связана с двумерной (г^) моделью пласта с нелетучей нефтью. Ствол скважины описывается механистической двухжидкостной моделью с некоторыми упрощениями в отношении межфазного взаимодействия. Показано хорошее согласование между результатами модели и

полевыми данными при исследованиях скважины методом восстановления давления.

Модель нелетучей нефти для однофазного и двухфазного потока в стволе скважины, соединенной с пластом, рассмотрена в работах [30-32]. Они применили совмещенную численную модель для ствола скважины и аналитическую однофазную модель для пласта. Для получения давления, скорости, температуры и плотности жидкости в стволе скважины были решены уравнения баланса массы для каждой фазы, одно уравнение баланса импульса для смеси и уравнение баланса энергии. Чтобы рассчитать объемную долю жидкой фракции на каждом участке ствола скважины, авторы использовали распределение газовых пузырьков по всему стволу скважины. А совместная модель скважина-пласт использована ими для анализа результатов испытаний скважины.

В работе [33] рассмотрена модель однофазного течения флюида в системе «скважина-пласт». Нестационарная модель скважины решается совместно с полуаналитической температурной моделью пласта в режиме добычи и перекрытия скважины. Численные результаты хорошо согласуются с полевыми данными.

Исследованию двухфазного одномерного потока в скважине, одной из первых, посвящена работа Г. Уоллиса [34], в которой автором изложены аналитическими методами основы гидродинамики двухфазных сред. В частности, описана модель потока дрейфа, широко используемая сегодня для моделирования эффекта проскальзывания в двухфазном потоке.

Результаты исследований, представленные в статье [35], призваны помочь в интерпретации температурных профилей в стволе скважины, измеренных распределенными датчиками температуры (DTS). Модель скважины учитывает неизотермическое, многокомпонентное и многофазное течение жидкости. Используется модель потока дрейфа для прогнозирования многофазного потока, а PVT свойства фаз вычисляются из уравнения состояния. Изучены различные режимы многофазного потока и эффект Джоуля-Томсона, оценен их вклад на

формирование поля давления и температуры. Показано, что разработанный симулятор позволяет строить профили расхода на основе данных DTS.

Результаты разработки полуаналитического симулятора ствола скважины и пласта освящены в работе [36], в которой однофазная аналитическая модель пласта связана с моделью ствола скважины. В исследовании акцент сделан на тепловые эффекты и применении симулятора при испытаниях в газовой скважине методом восстановления давления при высоких температурах.

На важность сопряжения моделей ствола скважины и пласта для моделирования динамики реальных явлений, происходящих в стволе скважины, указывают авторы работы [26]. В качестве модели скважины использована отдельная модель (многофазный симулятор скважины OLGA), а моделью пласта является нестационарный многофазный симулятор MoReS. Указанные модели объединяются внешне явным методом в среде MATLAB. Показано, что результаты модели в случае сопряженного ствола скважины и пласта значительно отличались от моделей отдельного ствола скважины или отдельного пласта.

Многие учёные особое внимание уделяют композиционным моделям ствола скважины и пласта. Так, например, в работах [37, 38] приведены результаты разработки температурного симулятора ствола скважины. Имеется возможность задать модель нелетучей нефти, а также композиционную модель. Pourafshary [38] проводил исследования на основе сопряженного симулятора скважины и пласта. В частности, показано возникновение обратного потока при восстановлении давления и сегрегация фаз в стволе скважины. Произведено сравнение с модели с полевыми данными, что показало хорошее согласование. Авторы [39] рассмотрели температурную композиционную модель ствола скважины совместно с пластом-коллектором. Представлены результаты моделирования на режиме добычи с различными случаями для тяжелой нефти, конденсатного газа и летучей нефти. Ими показано, что модель нелетучей нефти не является точным для описания потока конденсата и легких фракций нефти в стволе скважины.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Канафин Ильдар Вакифович, 2021 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Валиуллин Р.А. Термометрия пластов с многофазными потоками / Р.А. Валиуллин, А.Ш. Рамазанов, Р.Ф. Шарафутдинов. - Уфа. - Изд-во БашГУ. -1998. - 116 с.

2. Кременецкий М.И. Исследование межпластовых перетоков жидкости и газа в скважине по данным термометрии. Автореферат кандидатской диссертации. МИНХ и ГП. - 1978.

3. Дахнов В.Н. Термические исследования скважин / В.Н. Дахнов, Д.И. Дьяконов. М.-Л.: Гостоптехиздат. - 1952. - 252 с.

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

5. Валиуллин Р.А. Экспериментальное изучение термодинамических эффектов в газожидкостных системах / Р.А. Валиуллин, Р.Ф. Шарафутдинов, О.Л. Кулагин // Физико-химическая гидродинамика: Межвузовский сборник. -Уфа: Башк.гос.унив-т. - 1995. - С.13-18.

6. Валиуллин Р.А. Использование нестационарной термометрии для диагностики состояния скважин / Р.А. Валиуллин, Р.Ф. Шарафутдинов, В.Я. Федотов, М.Ф. Закиров, А.М. Шарипов, К.Р. Ахметов, Ф.Ф. Азизов // Нефтяное хозяйство. - 2015. - №5. - С. 93-96.

7. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа / А.И. Брусиловский - М.: Грааль, 2002. - 575 с.

8. Филиппов А.И. Баротермический эффект при фильтрации газированной жидкости / А.И. Филиппов, А.А. Фридман, Е.М. Девяткин. Монография. -Стерлитамак, 2000. - 175 с.

9. Филиппов А.И. Термодинамика фильтрационных нефтегазовых потоков / А.И. Филиппов, С.А. Филиппов. Монография. - Стерлитамак, 2002. - 200 с.

10. Филиппов А.И. Баротермический эффект в жидкостях / А.И. Филиппов. Монография. - Уфа: Гилем, 2006. - 185 с.

11. Хасанов М.М. Нелинейные и неравновесные эффекты в реологически сложных / М.М. Хасанов, Г.Т. Булгакова - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. - 288 с.

12. Мухамадуллин М.Л. К изучению притока нефти в скважину при локальном разгазировании залежи / М.Л. Мухамадуллин // Нефть и газ. - Алма-Ата, 1975. - Вып. №4. - С. 175-177.

13. Рамазанов А.Ш. Аналитическая модель температурных изменений при фильтрации газированной нефти / А.Ш. Рамазанов, А.В. Паршин // Теплофизика высоких температур. - 2012. - Т. 50. - №4. - С. 606-608.

14. Шарафутдинов Р.Ф. Фильтрация газированной нефти с фазовыми переходами в неоднородной по проницаемости пористой среде / Р.Ф. Шарафутдинов, А.С. Бочков, А.М. Шарипов, А.А. Садретдинов // ПМТФ. - 2017. - Т. 58. - №2. - С. 98-102.

15. Yortsos Ya. Athanasios stubs phase change in porous media / Ya. Yortsos, A.K. Stubos // Current Opinion in Colloid & Interface Science. - 2001. - №6. - Pp. 208216.

16. Sanaei A. Effects of non-Darcy flow and pore proximity on gas condensate production from nanopore unconventional resources / A. Sanaei, A. Jamili, J. Callard. // Proc. of 5th International conference on porous media and their applications in science, engineering and industry (ICPM5). - June 22-27, 2014. -Kona, Hawaii.

17. Droste D. Numerical computation of two-phase flow in porous media / D. Droste, F. Lindner, Ch. Mundt et al. // Excerpt from the Proceedings of the 2013 COMSOL Conference in Rotterdam. - Rotterdam. - 2013.

18.Mehdi C. The Slender Bubble Model for Very Slow Degassing in Porous Media and Cold Production / Stephane Zaleski, Fabienne Franco // SPE International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium, Calgary, Canada. - 2008.

19.Радаев А.В. Модель нестационарной двухфазной двухкомпонентной фильтрации системы нефть - вода и нефть - сверхкритический флюид в

однородной пористой среде / А.В. Радаев, Р.Л. Рахимов, и др. // Нефтяное хозяйство. - 2016. - №2. - С. 48-50.

20.Люпа А.А. Моделирование неизотермической многофазной фильтрации с применением явных разностных схем / А.А. Люпа, М.А. Трапезникова, Н.Г. Чурбанова // Препринты ИПМ им. М.В. Келдыша. - 2016. - №103. - 20 с.

21.Морозов Д.Н., Трапезникова М.А., Четверушкин Б.Н., Чурбанова Н.Г. Использование явных схем для моделирования процесса двухфазной фильтрации // Математическое моделирование. - 2011. - Т.23, No7. - С.52-60.

22.Люпа А.А., Морозов Д.Н., Трапезникова М.А., Четверушкин Б.Н., Чурбанова Н.Г. Моделирование трехфазной фильтрации явными методами на гибридных вычислительных системах // Математическое моделирование. -2014. -Т.26, No4. - С. 33-43.

23.Chetverushkin, Boris N.; Churbanova, Natalia G.; Kuleshov, Andrey A.; Lyupa, Anastasiya A.; Trapeznikova, Marina A. Application of kinetic approach to porous medium flow simulation in environmental hydrology problems on high-performance computing systems // RJNAMM. - 2016. - Vol.31(4). - P. 187-196.

24.Максимов Д.Ю. Некоторые методы улучшения сходимости нелинейных итераций в численном моделировании процессов многофазной фильтрации / Д.Ю. Максимов, Н.А. Марченко, В.А. Семилетов, П.Ю. Томин // Препринты ИПМ им. М.В. Келдыша. - 2010. - №44. - 18 с.

25.Gaidukov L.A. Investigation of Thermodynamic Processes During Multiphase Fluid Filtration to the Well with Perforation Channels in Damage Reservoir for Determination of Near Wellbore Zone Properties / L.A. Gaidukov, A.V. Novikov, D.V. Posvyansky // SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition, Moscow, Russia. 24-26 October 2016. SPE-181964-MS.

26.Nennie E.D., Alberts G.J.N., Belfroid S.P.C., Peters E., Joosten G.J.P. An Investigation into the Need of a Dynamic Coupled Well-Reservoir Simulator // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Anaheim, California, U.S.A., 11-14 Nov., 2007. SPE 110316.

27.Stone T.W., Edmund N.R., Kristoff B.J. A Comprehensive Wellbore/Reservoir Simulator // SPE Reservoir Simulation Symposium, Houston, Texas, U.S.A., 6-8 Feb., 1989. SPE 18419.

28.Almehaideb R.A., Aziz K., Pedrosa Jr., O.J. A Reservoir/Wellbore Model for Multiphase Injection and Pressure Transient Analysis // 6th Middle East Oil Technical Conference and Exhibition, Manama, Bahrain, 11-14 Mar., 1989. SPE 17941.

29.Winterfeld P.H. Simulation of Pressure Buildup in a Multiphase Wellbore Reservoir System. - SPE Formation Evaluation Journal. - 1989. - No.4, vol. 2. Pp. 247-252.

30.Hasan A.R., Kabir C.S. A Wellbore/Reservoir Simulator for Testing Gas Wells in High-Temperature Reservoirs. - SPE Formation Evaluation Journal. - 1996. Pp. 128-135.

31.Hasan A.R., Kabir C.S., Wang X. Development and Application of a Wellbore/Reservoir Simulator for Testing Oil Wells. - SPE Formation Evaluation Journal. - 1997. Pp. 182-188.

32.Hasan A.R., Kabir C.S., Wang X. Wellbore Two-Phase Flow and Heat Transfer During Transient Testing. - Society of Petroleum Engineering Journal. - 1998. No. 3, vol. 2. Pp. 174-180.

33.Izgec B. Transient Fluid and Heat Flow Modeling in Coupled Wellbore/Reservoir Systems. DP dissertation, Texas A&M University, - 2008. - 112 p.

34.Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения / Г. Уоллис - М.: Мир, 1972. - 440 с.

35.Zhe Wang, Roland N. Horne. Analyzing Wellbore Temperature Distributions Using Nonisothermal Multiphase Flow Simulation // SPE Western North American Regional Meeting held in Anchorage, Alaska, USA, 7-11 May 2011. - SPE 144577.

36.Fan L., Lee W.J., Spivey J.P. Semi-Analytical Model for Thermal Effect on Gas Well Pressure Buildup Tests // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, Oct. 3-6, 2000. SPE 56612.

37.Pourafshary P. A Coupled Wellbore/Reservoir Simulator to Model Multiphase Flow and Temperature Distribution. Ph.D. Dissertation, the University of Texas at Austin. 2007.

38.Pourafshary P. A Compositional Wellbore/Reservoir Simulator to Model Multiphase Flow and Temperature Distribution / P. Pourafshary, A. Varavei, K. Sepehrnoori, A.U. Podio // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 69. -2009. - Pp. 40-52.

39.Livescu S. Development and Application of a Fully-Coupled Thermal Compositional Wellbore Flow Model / S. Livescu, K. Aziz, L.J. Durlofsky // SPE Western Regional Meeting, San Jose, California, 24-26 March 2009.

40.Пудовкин М.А. Температурные процессы в действующих скважинах / М.А. Пудовкин, А.Н. Саламатин, В.А. Чугунов - Казань: Изд-во Казанского университета, 1977. - 168 с.

41.Ramey H. Wellbore Heat Transmission / H. Ramey // Journal of Petroleum Technology. - April 1962. - Pp. 427-435.

42. Satter A. Heat Losses during Flow of Stream Down a Wellbore / A. Satter // Journal of Petroleum Technology. July 1965. - Pp.845-851.

43.Alves I.N. Unified Model for Predicting Flowing Temperature Distribution in Wellbores and Pipelines / I.N. Alves, F.J.S. Alhanati, O.A. Shoham // SPE Production Engineering Journal. Nov 1992. - Vol.4. - Pp. 363-367.

44.Hasan A.R. Aspects of Wellbore Heat Transfer During Two-Phase Flow / A.R. Hasan, C.S. Kabir // SPE Production & Facilities Journal, August 1994. - Vol.3. -Pp. 211-216.

45.Hasan A.R. Fluid flow and heat transfer in wellbores / A.R. Hasan, C.S. Kabir // Society of Petroleum Engineers, Richardson, TX. - 2002.

46.Livescu S. Application of a New Fully Coupled Thermal Multiphase Wellbore Flow Model / S. Livescu, L.J. Durlofsky, K. Aziz // SPE Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma, USA, 20-23 April 2008.

47.Shi H. Drift-Flux Parameters for Three-Phase Steady-State Flow in Wellbores / H. Shi, J.A. Holmes, L.R. Diaz, L.J. Durlofsky, K. Aziz // Society of Petroleum Engineers Journal. - 2005. - V.10, I.2. - Pp. 130-137.

48.Aslanyan A. Evaluating Injection Performance With High-precision Temperature Logging And Numerical Temperature Modelling / A. Aslanyan, M. Wilson, A. Al-Shammakhy, S. Aristov // SPE 166007. - 2013.

49.Aslanyan A. Numerical Temperature Modeling for Quantitative Analysis of Low-Compressible Fluid Production / A. Aslanyan, I. Aslanyan, A. Salamatin, A. Karuzinm, Y. Fesina, I. Zaripov, V. Skutin, Z. Al Ghafri, M.K. Yarabi, A.A. Al-Maharbi // SPE 172090-MS. - 2014.

50.Ribeiro P.M. Pressure and Temperature Transient Analysis: Hydraulic Fractured Well Application / P.M. Ribeiro, R.N. Horne // SPE 166222. - 2013.

51.Bahonar M. Transient Nonisothermal Fully Coupled Wellbore/Reservoir Model for Gas-Well Testing, Part 1: Modelling / M. Bahonar, J. Azaiez, Z.J. Chen // SPE 149617-PA. - 2011.

52.Muradov K. Temperature Modeling and Real-time Flow Rate Allocation in Well with Advanced Completion. DP dissertation, Heriot-Watt University. - 2010. - 210 p.

53.Yoshioka K. Prediction of Temperature Changes Caused by Water or Gas Entry Into a Horizontal Well / K. Yoshioka, D. Zhu, A.D. Hill, P. Dawkrajai, W.L. Larry // SPE 100209-PA. - 2007.

54.Li Z. Interpreting Horizontal Well Flow Profiles and Optimizing Well Performance by Downhole Temperature and Pressure Data. DP dissertation, Texas A&M University. - 2010. - 190 p.

55.Yoshida N. Temperature Prediction Model for Horizontal Well with Multiple Fractures in Shale Reservoir. - MS thesis, Texas A&M University, 2013. - 143 p.

56.Yoshida N. Modeling and Interpretation of Downhole Temperature in a Horizontal Well with Multiple Fractures. DP dissertation. Texas A&M University. - 2016. -226 p.

57.Shuang Z. Flow Rate Profiling for Multiphase Flow in Horizontal Wells Using Downhole Temperature Measurement / Z. Shuang, Z. Ding // International Petroleum Technology Conference, Beijin, China. 26 - 28 March 2019.

58.Valiullin R.A. Temperature Logging in Russia: Development History of Theory, Technology of Measurements and Interpretation Techniques / R.A. Valiullin, A.Sh. Ramazanov, R.F. Sharafutdinov // SPE 127549, Kuwait International Petroleum Conference and Exhibition, Kuwait, 14-16 December 2009. - 18 p.

59.Valiullin R.A. Qualitative and Quantitative Interpretation: The State of the Art in Temperature Logging / R.A. Valiullin, A.Sh. Ramazanov, V.P. Pimenov, R.F. Sharafutdinov, A.A. Sadretdinov // SPE 127854, February 2010.

60.Ramazanov A.Sh. Thermal Modeling for Characterization of Near Wellbore Zone and Zonal Allocation / A.Sh. Ramazanov, R.A. Valiullin, A.A. Sadretdinov // SPE 136256. - 2010. - 22 p.

61.Valiullin R. Field Study of Temperature Simulators Application for Quantitative Interpretation of Transient Thermal Logging in a Multipay Well / R. Valiullin, A. Ramazanov, A. Sadretdinov, R. Sharafutdinov, V. Shako, M. Sidorova, D. Kryuchatov // SPE 171233-MS. - 2014.

62.Shoham O. Mechanistic modeling of gas-liquid two-phase flow in pipes. - Society of petroleum engineers. - 2006. - 396 p.

63.Petalas N., Aziz K. A Mechanistic Model for Multiphase Flow in Pipes. SPE paper 98-39, 1998.

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

65. Ландау Л.Д., Е.М. Лифшиц, Статистическая физика. Часть I. 3-е изд., испр. / М.: Наука. 1976. - т. V. - С. 584.

66.Mario P. A Simple and Reliable Approach for the Estimation of the Joule-Thomson Coefficient of Reservoir Gas at Bottomhole Conditions / Mario P., Chaitanya K., Prasanta D. // SPE Journal. 2013. - Pp. 960-968.

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

68.Валиуллин Р.А., 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.

69.Хабибуллин И.Л., Шарафутдинов Р.Ф. Об оценке теплоты растворения газов в жидкостях // Межвуз. сб. науч. тр. Уфа: Изд-во Башкир. гос. ун-та, 1995. - С. 144-146.

70.Требин Г.Ф., Капырин Ю.В., Лиманский О.Г. Оценка температурной депрессии в призабойной зоне эксплуатационных скважин // Тр. ВНИИ. - М.: Недра, 1978. - № 64. - С.16-22.

71.Гриценко А.И. Научные основы промысловой обработки углеводородного сырья / М.: Недра, 1977. - С. 239.

72.Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. М.: Недра. 1986.

73.Кузнецов Ю.Н. Теплообмен в проблеме безопасности ядерных реакторов. -М.: Энергоатомиздат. - 1989. - 296 с.

74.Чарный И.А. Подземная гидромеханика. - М.: Гостехиздат. - 1948. - 196 с.

75.Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем / Пер. с англ. М.: Недра, 2004. - С. 416.

76.Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика. М.: Недра, 1973. - 360 с.

77.Manninen M., Taivassalo V., Kallio S. On the mixture model for multiphase flow. VTT Publications 288, Technical Research Centre of Finland. - 1996.

78. Шарафутдинов Р. Ф. Особенности формирования температурного поля в скважине с многопластовой системой при разгазировании нефти / Р. Ф. Шарафутдинов, И. В. Канафин // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2020. Том 6. № 2 (22). С. 96-109. DOI: 10.21684/2411-7978-2020-62-96-109.

79.Канафин И.В. Численное исследование температурного поля в системе «скважина — пласт» при разгазировании нефти / Р. Ф. Шарафутдинов, И. В.

Канафин, Т. Р. Хабиров, И. Г. Низаева // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. - 2017. - Том 3. - № 2. - С. 8-20.

80.Канафин И.В. Исследование нестационарного теплового поля в пласте и скважине при многофазной фильтрации / И.В. Канафин, Р. Ф. Шарафутдинов, М.Ф. Закиров, А.Ш. Рамазанов. // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2017. - № 5. - С. 20-25.

81.Kanafin I.V., Sharafutdinov R.F., Khabirov T.R. Numerical Investigation of the Temperature Field in a Multiple-Zone Well During Gas-Cut Oil Motion. - Journal of Applied Mechanics and Technical Physics, 2019. Vol. 60. Issue 5. Pp. 889898. DOI: 10.1134/S0021894419050122

82.Sharafutdinov, R.F., Valiullin, R.A., Khabirov, T.R., Nizaeva, I.G., Kanafin, I.V. Nonstationary temperature processes research equilibrium degasation of oil in wellformation system. 8th Saint Petersburg International Conference and Exhibition: Innovations in Geosciences - Time for Breakthrough; Saint Petersburg; Russian Federation; 9-12 April 2018.

83.Sharafutdinov, R.F., Valiullin, R.A., Ramazanov, A.S., Khabirov, T.R., Kanaphin, I.V. Features of thermohydrodynamic studies of directional wells with multiphase flow // 7th EAGE Saint Petersburg International Conference and Exhibition 2016: Understanding the Harmony of the Earth's Resources Through Integration of Geosciences. Saint Petersburg. 2016. Pp. 134-138.

84.Канафин И.В. Численное исследование газожидкостного потока в системе "скважина-пласт" // Сборник научных статей по материалам III Всероссийской молодежной научно-практической конференции "Геолого-геофизические исследования нефтегазовых пластов". - Уфа. - 2018. - С. 64-67.

85. Канафин И.В. Исследование нестационарных тепловых полей при фильтрации газированной нефти // Сборник научных статей по материалам II Всероссийской молодежной научно-практической конференции "Геолого-геофизические исследования нефтегазовых пластов". - Уфа. - 2017. - С. 103105.

86.Канафин И.В. Исследование температурного поля в скважине при многофазном течении с разгазированием в стволе скважины // Сборник материалов III Межрегиональной школы-конференции студентов, аспирантов и молодых ученых физиков «Теоретические и экспериментальные исследования нелинейных процессов в конденсированных средах». - Уфа. -2017. - С. 137-138.

87.Канафин И.В. Исследование температурного поля при равновесных фазовых переходах в системе «скважина-пласт» // Сборник статей IV Международной научно-практической конференции «Актуальные проблемы науки и техники в современном ВУЗе». - Стерлитамак. - 2019. - С. 81-85.