Мониторинг профиля притока (приемистости) в горизонтальных скважинах по результатам распределенной нестационарной термометрии тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.10, кандидат наук Буянов Антон Витальевич

• Буянов Антон Витальевич
• кандидат наук
• 2020

Оглавление диссертации кандидат наук Буянов Антон Витальевич

горизонтальных скважинах

1.2 Пути совершенствования стандартного комплекса ПГИ

1.2.1 Разновидности усовершенствованных аппаратных комплексов (отечественные

и зарубежные стационарные и распределенные по сечению ствола датчики)

1.2.2 Усовершенствованные нестационарные технологии

1.2.3 Расширение стандартного комплекса ПГИ

1.2.4 Роль и границы применимости термометрии как одного из методов, подлежащих количественной интерпретации

1.2.5 Новые задачи и пути совершенствования термических методов

1.3 Основные выводы к главе

ГЛАВА 2. ИЗМЕАРЕНИЯ РАСПРЕДЕЛЕННЫМИ ДАТЧИКАМИ НА ПРИЕМЕ ОПТОВОЛОКОННЫХ СИСТЕМ (ОВС) - НАИБОЛЕЕ ПЕРСПЕКТИВНЫЙ ПУТЬ РАЗВИТИЯ НЕСТАЦИОНАРНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

2.1 Оптоволокно как средство получения сигнала

2.2 Особенности оптоволоконных датчиков

2.3 Основные типы оптоволоконных датчиков и их характеристики

2.4 Структура измерительной системы

2.5 Перспективы распределенной термометрии

2.6 Обзор известной практики применения ОВС (реализация технологии)

2.7 Основные выводы к главе

ГЛАВА 3. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ТЕПЛОМАССОПЕРЕНОСА В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТВОЛАХ

3.1 Основные факторы, влияющие на формирование теплового поля в действующих горизонтальных скважинах

3.2 Модель тепломассопереноса

3.3 Нестационарные технологии - ключ к повышению информативности

распределенной термометрии в горизонтальных скважинах

3.4 Основные выводы к главе

ГЛАВА 4. ЭКСПРЕССНЫЕ МЕТОДИКИ МОНИТОРИНГА РАБОТЫ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ

ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

4.1 Возможности экспресс-технологий при интерпретации нестационарной

распределенной термометрии

4.2 Технологии экспрессной интерпретации нагнетательных горизонтальных скважин

4.2.1 Оценка доли работы пластов в закачке на основе анализа динамики температуры в интервалах вне работающих зон

4.2.2 Анализ динамики температуры в пределах работающих интервалов

4.3 Технологии экспрессной интерпретации добывающих горизонтальных скважин

4.3.1 Анализа динамики температуры в интервалах вне работающих зон

4.3.2 Анализа динамики температуры в пределах работающих интервалов

4.4 Основные выводы к главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Промыслово-геофизические исследования (ПГИ) являются неотъемлемым элементом системного контроля на любом этапе разработки нефтяных и газовых месторождений. Ряд методов, входящих как в стандартный, так и в расширенный комплекс ПГИ, предназначен для оценки непосредственно работающих участков исследуемых геологических объектов, определения профиля притока или профиля приемистости эксплуатационных скважины, установления состава притока с выделением основных фаз. На основе всей этой информации осуществляется оптимизация режимов работы исследуемых скважин, что способствует обеспечению благоприятных условий для разработки в целом

Однако, в горизонтальной скважине (ГС) условия проведения ПГИ, резко ухудшаются. Влияют такие осложняющие факторы как искривленная траектория ствола, многокомпонентный расслаивающийся по длине и высоте газожидкостной поток сложной структуры, низкая депрессия на пласты и т.д. Возникающие при этом технологические трудности существенно сказываются на информативности стандартного комплекса ПГИ.

При этом даже применение современной глубинной аппаратуры, целенаправленно ориентированной для применения в ГС и оснащенной несколькими датчиками, позволяющими давать оценку состава смеси по сечению ствола не всегда решают данную задачу. Препятствует низкий и нестабильный расход скважины, при котором результативность подобных исследований резко снижается.

Подобного рода проблемы заставляют исследователей обратить особое внимание на термометрию. Её потенциал при диагностике и количественной оценке интенсивности процессов движения жидкости и газа очень высок и на данный момент еще не реализован до конца

Этот потенциал скрыт в динамике быстро протекающих температурных процессов, характерных для нестабильно работающих эксплуатационных скважинах при разработке трудно извлекаемых запасов углеводородов.

Для повышения информативности нестационарной термометрии в осложненных условиях эксплуатации скважины, необходим переход от стандартных технологий измерений к распределенным по стволу системам стационарного мониторинга температуры во времени, а они в свою очередь требуют методологической адаптации для учета динамичного изменения изучаемых параметров во времени.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Мониторинг профиля притока (приемистости) в горизонтальных скважинах по результатам распределенной нестационарной термометрии»

Цель работы

Выдвинутые в диссертационной работе проблемы отображают её основные цели, которые заключаются в разработке альтернативных методов интерпретации данных термометрии с применением современных скважинных измерительных систем долговременного мониторинга температуры в нестационарных условиях при сложных способах заканчивания скважин (горизонтальные стволы (ГС), ГС с множественным ГРП (МГРП), многоствольные скважины (в том числе fish-bone).

Задачи

1. Обоснование усовершенствованных способов диагностики базовых термодинамических эффектов, оказывающих преобладающее влияние на формирование теплового поля в эксплуатационной скважине со сложным способом заканчивания (ГС и ГС с МсГРП) в режимах закачки и отбора;

2. Обоснование оптимальных условий диагностики профиля притока (приемистости) на основе наблюдения быстро протекающих термодинамических процессов, связанных с нестабильной работой пластов;

3. Разработка технологий проведения термических исследований, а также способов интерпретации полученных результатов с целью количественной оценки параметров профиля притока (приемистости) в горизонтальных стволах;

4. Теоретический и экспериментальный анализ дополнительных информативных возможностей непрерывного долговременного температурного мониторинга в ГС с целью обоснования разработки

альтернативных технологий обработки и интерпретации скважинных данных при оценке профиля притока и приемистости;

5. Разработка методики интерпретации термограмм при переходных процессах, связанных с изменением режима работы эксплуатационной скважины со сложным заканчиванием в процессе непрерывного онлайн мониторинга;

6. Обоснование границ применимости и оценка достоверности экспрессных способов количественной обработки результатов долговременного температурного мониторинга в скважинах со сложным заканчиванием, как базового элемента интерпретации результатов термометрии при оценке профиля притока и приемистости, предшествующего термомоделированию.

Методы исследования

Поставленные в данной работе задачи решались за несколько этапов. Вначале проводился поиск и обработка имеющейся по исследуемому вопросу информации с анализом отечественных и зарубежных публикаций. Затем, принимая во внимание существующие подходы, осуществлялось теоретическое изучение термодинамических процессов, протекающих в пласте и в скважине. Следующая итерация заключалась в воспроизведении всех базовых эффектов в специально подобранной упрощенной численной модели, которые влияют на формирование теплового поля в рассматриваемой системе в наибольшей степени. В заключении выполнялось обобщение и анализ результатов расчета с применением известных, модернизированных и разработанных автором методик и алгоритмов.

В процессе моделирования использовалось программные продукты зарубежных и отечественных нефтегазодобывающих компаний, такие как «Камертон» (ГЕТЭК), «Eclipse» (Schlumberger), С++ (Microsoft).

Достоверность полученных выводов и рекомендаций соискателя доказана обобщением и анализом результатов отечественных и зарубежных научных

исследований, оценкой информативности примененных методов исследований и достоверности выявленных закономерностей характера изменения изучаемых геофизических полей на базе численного моделирования и теоретических экспериментов в скважинах, результатами опробования и дальнейшего внедрения предложенных способов исследования скважин и алгоритмов интерпретации полученных данных.

Научная новизна

1. Обоснована значимая роль измерений температуры посредством распределенных по стволу датчиков с использованием экспрессных технологий интерпретации результатов при промыслово-геофизических исследованиях низкодебитных горизонтальных скважин. Предложенные технологии базируются на идее об условном фоновом квазистационарном или нестационарном температурном поле и предполагают обоснование оптимальных условий проведения измерений для конкретной скважины и методов интерпретации получаемых результатов на основе моделирования процессов тепломассопереноса.

2. С использованием моделирования теплового поля и результатов термических исследований обоснованы экспрессные технологии распределенной нестационарной термометрии при определении профиля неравномерного по длине и нестабильного притока в добывающей горизонтальной скважине. Технологии основаны на эффектах теплообмена движущегося по стволу флюида с вмещающими пластами и калориметрического смешивания в условиях целенаправленного создания контрастных термоаномалий, а также оптимизации времени проведения измерений, которые подразумевают:

- сопоставление темпов изменения во времени площади между текущей и фоновой температурной кривой произвольной формы в интервалах между нестабильно работающими пластами в период непосредственно после запуска скважины;

- сопоставление средних углов наклона термограммы в стабильно работающей скважине между работающими пластами;

- определение температуры выходящего флюида по результатам регистрации данных непосредственно после остановки скважины.

3. С использованием моделирования теплового поля и результатов термических исследований обоснованы экспрессные технологии распределенной нестационарной термометрии при определении профиля приемистости в горизонтальной нагнетательной скважине. Технологии основаны на эффектах теплообмена движущегося по стволу флюида с вмещающими пластами и релаксации первоначальной температуры в остановленной скважине, которые подразумевают:

- сопоставление темпов изменения во времени площади между текущей и фоновой температурной кривой в интервалах между пластами в период непосредственно после остановки скважины;

- сопоставление средних углов наклона термограммы между работающими пластами;

- сопоставление темпа изменения температуры в остановленной скважине в пределах поглощающих пластов в период времени, когда его связь с удельным расходом практически линейна;

- сопоставление темпов изменения во времени площади между текущей и фоновой температурной кривой в интервалах между пластами в период непосредственно после запуска скважины.

Защищаемые положения

1. Эффективность термометрии при оценке неравномерного по стволу и нестабильного притока (приемистости) в ГС может быть повышена путем применения экспрессных технологий интерпретации в условиях интенсивного изменения температуры во времени на безе идеи об условном фоновом температурном поле. Их обоснование требует

выявления на основе термомоделирования базовых эффектов тепломассопереноса, влияние которых в конкретной исследуемой скважине преобладает. Комплексный анализ разнородной информации о динамике поведения теплового поля в стволе при изменении состояния скважины определяет необходимость долговременного мониторинга температуры посредством распределенных измерительных систем, в том числе на основе оптоволокна (ОВС).

2. Определение профиля притока по результатам термических исследований в добывающей горизонтальной скважине может быть выполнено с применением экспрессных технологий, на основе эффектов теплообмена движущегося по стволу флюида с вмещающими пластами и калориметрического смешивания. Успешное решение задачи предусматривает целенаправленное создание информативных термоаномалий, связанных с притоком, и обоснование оптимального времени температурных измерений с целью:

- минимизации погрешностей, связанных с отсутствием данных о тепловых свойствах заполнителя ствола скважины и горных пород;

- максимального положительного воздействия на результат измерений контрастов фонового поля;

- уверенной оценки температуры притекающего из пласта флюида.

3. Определение профиля приемистости по результатам термических исследований в нагнетательной горизонтальной скважине может быть выполнено с применением экспрессных технологий, на основе эффектов теплообмена движущегося по стволу флюида с вмещающими пластами как непосредственно в работающих интервалах, так и вне их, а также релаксации воздействия нагнетания после остановки скважины. Условием успешного решения задачи является создание информативных термоаномалий при закачке с целью:

- минимизации погрешностей, связанных с отсутствием данных о тепловых свойствах;

- обеспечении максимальной контрастной связи темпа изменения температуры с удельной закачкой.

Основными защищаемыми результатами являются

1. Экспресс-методики количественной оценки профиля притока в нестабильно работающих добывающих скважинах (или закачке в нагнетательных скважинах) на основе измерений температуры посредством распределенных по горизонтальному стволу датчиков вне работающих интервалов в условиях меняющегося с глубиной квазистационарного фонового теплового поля на основе:

- определения нормированного коэффициента теплоотдачи при произвольном монотонном распределении фоновой температуры по стволу;

- определения нормированного коэффициента теплоотдачи при произвольном осциллирующем распределении фоновой температуры по стволу;

- сравнения средних углов наклона термограмм в интервалах между работающими пластами;

2. Экспресс-методика количественной оценки профиля притока в нестабильно работающей добывающей скважине на основе измерения температуры посредством распределенных по горизонтальному стволу датчиков в условиях нестационарного фонового температурного поля непосредственно после запуска кратковременно простаивающей скважины.

3. Экспресс-методика количественной оценки профиля притока в нестабильно работающих добывающих горизонтальных скважинах на основе измерений температуры посредством распределенных по горизонтальному стволу датчиков, заключающаяся в анализе термо-

аномалий калориметрического смешивания в пределах работающих пластов отличающаяся тем, что необходимая для расчетов температура поступающего из пласта флюида оценивается по термограмме, полученной в оптимальное время после остановки скважины.

4. Экспресс-методика количественной оценки профиля приемистости в нагнетательной скважине по темпу релаксации температуры после ее остановки, отличающаяся выбором оптимального времени проведения измерений для:

- минимизации погрешности, связанной с влиянием тепловых свойств среды;

- обеспечения близкой к линейной связи темпа релаксации температуры с удельным расходом.

5. Экспресс-методика количественной оценки профиля приемистости в нагнетательной скважине по изменению температуры непосредственно после ее запуска, основанная на анализе темпа изменения площади между измеренной и фоновой температурной кривой в интервалах поглощения.

Практическая значимость и личный вклад

Предложенные методики интерпретации данных в нестационарных условиях позволяют повысить эффективность эксплуатации той или иной горизонтальной скважины для максимизации информативности. Это реализуется путем создания контраста температуры за счет смены состояний скважины (поочередная изменение режимов работы, включение непродолжительных остановок, проведение кратковременных циклов закачки рабочих жидкостей и т.д.), причем фиксация термических переходных процессов должна быть осуществлена на ранних этапах смены этих условий. Практическая ценность полученных результатов заключается в повышении достоверности определения профиля притока/приемистости с применением распределенных датчиков онлайн мониторинга.

Основной личный вклад автора заключается в обосновании моделей протекающих в скважине процессов, анализ информативности термометрии с дальнейшим проведением серий расчетов, выполненных в упрощенной численной модели, для каждого отдельно рассмотренного случая с разными условиями, обоснование предложенных экспресс-технологии интерпретации результатов нестационарной термометрии при нестабильном притоке. На основе полученных результатов проведен анализ характера закономерностей распределения температуры с глубиной во времени; при решении обратной задачи разрабатывались экспресс-методики интерпретации температурных кривых, и была осуществлена дальнейшая апробация предложенного алгоритма на реальных замерах в горизонтальных скважинах.

Реализация

Разработанные автором алгоритмы интерпретации данных термометрии позволили выявить работающие интервалы с дальнейшим определением количественной оценки работы горизонтальной скважины по результатам длительного онлайн мониторинга посредством распределенных оптоволоконных измерительных систем, который проводился посредством ресурсов компании ООО «Газпромнефть НТЦ».

Полученная в ходе подобного анализа информация, учитывающая динамику изменения температурной аномалии во времени с глубиной, предоставила возможность оптимизировать режимы отбора или закачки, обеспечить благоприятные условия для проведения исследований, и, как следствие, способствовать повышению КИН.

Апробация работы

Результаты работы были представлены на конференциях:

1. XXI Губкинские чтения «Фундаментальный базис инновационных

технологий поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа и

приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России», Москва, 24 - 25 марта 2016 г.

2. III научно-техническая конференция молодых ученых»; Санкт-Петербург,

2014 г.

3. IV научно-техническая конференция молодых ученых»; Санкт-Петербург,

2015 г.

4. V научно-техническая конференция молодых ученых»; Санкт-Петербург,

2016 г.

5. 68 Международной научная студенческая конференция «Нефть и газ», Москва, апрель 2014 г.

6. 69 Международной научная студенческая конференция «Нефть и газ», Москва, апрель 2015 г.

7. Научно-практическая конференция «Скважинные исследования -технологии будущего»; Москва 6-7 декабря 2018 г.

8. Конференция «Новые Идеи в Геологии Нефти и Газа» при МГУ, Москва, 2324 мая 2019 г.

ГЛАВА 1. ЗАДАЧИ И СПЕЦИФИКА ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ. РОЛЬ ТЕРМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ

Промыслово-геофизические исследования (ПГИ) являются неотъемлемым элементом системного контроля на любом этапе разработки нефтяных и газовых месторождений. Ряд методов, входящих как в стандартный, так и в расширенный комплекс ПГИ, предназначен для оценки непосредственно работающих участков исследуемых геологических объектов, определения профиля притока или профиля приемистости, в зависимости от типа эксплуатационной скважины, установления состава притока с выделением основных фаз (газ, нефть, вода). На основе подобной информации осуществляется оптимизация режимов работы исследуемых скважин, что способствует обеспечению благоприятных условий для разработки в целом и как следствие увеличению КИН

До относительно недавнего времени основным объектом ПГИ были лишь вертикальные и наклонно-направленные скважины. Многолетний опыт исследования подобных объектов способствовал формированию более продвинутой системы исследований, которая при всех своих недостатках справлялась с решением большинства задач контроля разработки. Однако, высокого качества результаты получаются далеко не всегда, особенно если речь идет о достаточно экзотических случаях. К ним в первую очередь следует отнести условия сложного вскрытия пластов, типичные при разработке трудноизвлекаемых запасов: зарезка боковых стволов (ЗБС), горизонтальные скважины (ГС), в том числе вскрытые множественным ГРП, многоствольные и т.п.

Подобные условия формируют множество осложняющих факторов, которые сказываются на показаниях всего комплекса ПГИ (рис 1.1). К ним в первую очередь относится образование сложной структуры течения при разной скорости потока многофазного флюида, смена траектории

ствола скважины, возникновение зон с осаждением жидкости тяжелой фазы в нижних участках или с образованием газовых пробок в верхних участках ствола. В случае попадания регистрирующего прибора в такую область, стандартные методы

определения состава просто-напросто не будут работать, ложно указывая на наличие притока, когда его вовсе может и не быть [Ошибка! Источник ссылки не найден.].

Траектория ствола скважины

Сложная структура потока

Идеальная скважина

Глинистая покрышка

Реальная скважина

Глинистая покрышка

Пласт -коллектор

Застойные зоны и ловушки

С Ь

Расслоение потока

Рис. 1.1 Осложняющие факторы, возникающие при эксплуатации горизонтальной скважины

Еще одним препятствием успешному использованию методов определения состава является их неспособность реагировать должным образом в силу низкой чувствительности измерительных элементов к малым дебитам.

Все перечисленные неопределенности, влияющие на информативность данных методов «притока-состава», необходимо учитывать, как при выделении работающих интервалов в горизонтальном участке ствола скважины (интерпретация на качественном уровне), так и для дальнейшей достоверной количественной оценки. Влагометрия, расходометрия, резистивеметрия, плотностеметрия и барометрия способны лишь дать информацию о том, как меняется соотношение фаз в стволе скважины не давая представление о работе самих объектов (рис 1.2).

Рис. 1.2 Влияние осложняющих факторов на показания методов ПГИ

Принимая во внимание эти нюансы, особое внимание из всех прочих методов стандартного комплекса следует уделить термометрии в силу её потенциальных возможностей именно при оценке работы разрабатываемых пластов. Этот потенциал, в частности, связан с повышенной чувствительностью к влиянию расходных характеристик на тепловое поле в стволе скважины и вмещающих пластах.

Но на пути эффективного использования термометрии в горизонтальном стволе есть проблемы. Пожалуй, основная состоит в том, что на температуру в действующей скважине одновременно влияет большое число процессов, воздействие которых похоже друг на друга и потому трудно различимо. Следует помнить, что температурное поле обладает «памятью», сохраняя информацию о процессах, которые к моменту исследований уже прекратились.

Нельзя также не учитывать и факт, что из-за достаточно маленькой депрессии на пласт образовывается низкий нестабильный приток, тем самым способствуя снижению величины температуры, связанной с дроссельным эффектом. Как следствие происходит уменьшение «рельефности» регистрируемой аномалии теплообмена и смешивания, т.е. амплитуда видимых эффектов, которая формирует

тепловое поле, существенно меньше по сравнению с исследованиями в вертикальной скважине, если речь идет о термометрии.

Таким образом, решение в преодолении возникших трудностей и неоднозначностей видится в усовершенствовании имеющихся методик обработки полученной скважинной информации, разработки новых технологий и методов мониторинга работы скважин, которые позволили бы устранить помехи при исследованиях, либо модификации спускаемой в скважину аппаратуры, осуществляющей регистрацию данных в сложных условиях.

1.1. Возможности и перспективы использования стандартного комплекса ПГИ в горизонтальных скважинах

Несомненно, стандартный комплекс ПГИ обладает большой информативностью при оценке состава и профиля притока/приемистости однако, необходимо разобраться в принципах действия каждого метода в отдельности, учесть все их минусы и плюсы, а также постараться понять, по каким причинам они не могут достоверно отобразить, что происходит в интересующий нас промежуток времени, и как повлиять на формирование или расформирование протекающих в скважине процессов.

Механическая и термокондуктивная расходометрия представляет собой количественный метод определения скорости движения флюида и оценки интенсивности притока (поглощения) в перфорированных интервалах, она хорошо выделяет работающие толщины в высокодебитных скважинах. Всё довольно просто, если в процессе эксплуатации присутствует всего одна фаза, но данный вид исследования становится малоинформативным при наличии сложного состава флюида, особенно в горизонтальных скважинах, а полученные показания по его определению отражают в первую очередь не работу пластов, а характер заполнения ствола скважины. В лучшем случае по зарегистрированным кривым можно ошибочно выделить работающие интервалы. Если в стволе присутствует турбулентный поток, да ещё и с включением в составе газа, то поведение кривой принимает совершенно непонятный, хаотичный вид и подобные результаты не поддаются никакой интерпретации.

Если рассматривать механический расходомер в подобных условиях, то его показания объясняются неравномерным и неоднородным изменением состава по сечению ствола с учетом расслоения потока, а всего лишь одна вертушка в компоновке прибора, которая предположительно во время измерения проходит по оси скважины, реагирует на любое изменение фазы, обусловленное частым изменением скорости движения жидкости.

Термокондуктивный датчик также не реагирует должным образом, но физика

процесса отличается: темп охлаждения нагреваемого элемента постоянно меняется

18

во времени из-за разных тепловых свойств воды, нефти и газа, входящих в состав смеси. Охлаждение датчика происходит с разной периодичностью, то увеличивая, то уменьшая его активное сопротивление. За счет этого в интенсивном потоке фиксируется изменение показаний, выраженное попеременным чередованием отрицательных и положительных экстремумов на диаграммах с небольшой амплитудой. Отследить какая именно зона пласта дает приток достаточно сложно в таком случае, в большинстве своем просто невозможно, не говоря уже о проведении полного анализа с выходом на количественную оценку.

Аналогичным образом ведут себя прочие методы состава (рис.1.3). Принцип регистрации полученного сигнала может различаться между собой, но все они реагируют непосредственно на смену показаний в различной «среде» в скважине, обусловленной изменением состава флюида. Помимо случая, связанным с притоком из пласта, эта смена может происходить из-за наличия застойных областей с легкой или тяжелой фазами, которые возникают в следствии разности их плотностей, в искривленных участках горизонтального ствола, и они в свою очередь способствуют образованию дополнительных трудностей в ходе мониторинга работы.

Рис. 1.3 Влияние образовавшихся застойных зон на показания методов стандартного

комплекса ПГИ

Существенно меньшими возможностями в горизонтальных скважинах обладает и термометрия, несмотря на то что в ней скрыт достаточной большой потенциал. В основном это связано с низкой величиной температурных аномалий,

из-за малого изменения геотермической температуры по всей длине горизонтального участка и опять же существенно меньшими депрессиями на пласт, которые не дают такого яркого контраста относительно первоначального фонового замера. Кроме того, влияют термогравитационное расслоение с избирательным теплообменом в двухфазном неизотермическом потоке и зависимость температуры на выходе из пласта от состава притока.

Если горизонтальный участок не обсажен или вскрыт единым фильтром, то дополнительно результативность термометрических исследований может снизить незначительное различие профиля притока по всей длине горизонта. В вертикальном стволе различные эффекты, связанные с формированием теплового поля, в интервалах притока и между ними можно различить по характерным формам аномалий. В горизонтальном стволе возрастает вероятность наложения нескольких тепловых эффектов, к тому же наличие протяженных интервалов притока в непосредственной близости друг к другу часто «смывает» эффект притока из пяточной части, что приводит к затруднениям в ходе интерпретации термограмм. Указанный недостаток термометрии усугубляется при нестабильном притоке, когда его вызов осуществляется компрессированием (азотированием). В практике нередко по разнице между зарегистрированной температурой на выбранном режиме и фоновой видно начало притока в ствол, но определить, как именно работает пласт, расчленить включенные участки не представляется возможным, поскольку температура изменяется по всей длине скважины равномерно в силу малого контраста фонового распределения температуры, и четкие аномалии, связанные с притоком, отсутствуют [58].

1.2 Пути совершенствования стандартного комплекса ПГИ

В рассмотренных ранее условиях применение стандартной аппаратуры ПГИ, где каждый метод представлен только одним датчиком, не позволяет однозначно решить задачи контроля в горизонтальных скважинах и приводит к ошибкам в интерпретации недостоверных данных. Полностью исключить подобного рода неточности, конечно же, не получится, но можно минимизировать влияние некоторых негативных факторов и осуществляется это несколькими путями.

Применение специализированного комплекса приборов, с включением не одного, а множества измерительных датчиков состава, помогает избежать погрешности и дать более подробное объяснение происходящих в стволе процессов при решении задачи с многофазным течением и достаточно скоростным расслоенным потоком в горизонтальном стволе.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Буянов Антон Витальевич, 2020 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. Пер. с англ. - М., Недра - 1982, 408 с.

2. Бадалов Г.И. Контроль разработки нефтяных месторождений геофизическими методами. - М., МИНГ - 1991, 64 с.

3. Баженова В.В. Разработка методики нестационарной термометрии для диагностики заколонной среды в верхней части разреза скважин: на примере месторождений Республики Татарстан // Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук: 25.00.10. - Уфа, 2007.

4. Басин Я.Н., Грунис Е.В. Геофизические исследования скважин на этапе эксплуатации месторождений нефти и газа // НТВ АИС Каротажник - 1996 - №25, стр. 11-15.

5. Басин Я.Н., Кузнецов О.Л., Петухов А.С. Применение промысловогеофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений. - М., ВНИИОЭНГ - 1973, 125 с.

6. Басин Я.Н., Степанов А.Г. Высокочувствительная термометрия в комплексе с ядерногеофизическими методами для контроля за нефтяными месторождениями Западной Сибири // Новые методы и аппаратура ядерной геофизики. - 1970, 116 с.

7. Буянов А.В. Количественное определение профиля поглощения в горизонтальных скважинах, вскрывающих низкопродуктивные неоднородные пласты, по результатам нестационарной термометрии // «PROнефть» Научно-технический журнал «Газпром нефти» - 2016 - №2, стр. 12-19

8. Буянов А.В. Количественная оценка работы нагнетательных горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом (МсГРП) на основе термометрии / Буянов А.В. // Геофизика - 2018. - №2. - стр. 30-36.

9. Белоус В.Б, Мажар В.А., Гуляев Д.Н., Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Новая технология мониторинга нефтяных скважин, эксплуатирующих

совместно несколько пластов // Нефтяное хозяйство - 2006 - №12, стр. 6267

10.Валиуллин P.A. Некоторые вопросы теории температурного поля в скважине при перетоках жидкости за колонной - Уфа: БашГУ, ВНИИОЭНГ 20.04.83 - № 1000 - 1982, 32 с.

11.Валиуллин P.A. Термические методы диагностики нефтяных пластов и скважин. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Тверь: ВНИИГИК, 1996, 320 с.

12.Валиуллин P.A., Буевич A.C. Бровин Б.З. К разработке методики определения заколонной циркуляции по термограмме в зумпфе действующей скважины. Уфа: ВНИИНПГ, 1982 - 10 с. - Дси. во ВНИИОЭНГ 14.07.82, № 935.

13.Валиуллин P.A., Дорофеев B.C., Самарцева В.П. Исследование технического состояния обсадной колонны методом высокочувствительной термометрии // Нефтяное хозяйство - 1979 - № 9, стр. 54-56.

14.Валиуллин P.A., Дорофеев B.C., Первушина H.A. Опыт применения термометрии для обнаружения затрубной циркуляции в процессе эксплуатации насосных скважин // Нефтепромысловое дело - 1979 - № 6, стр. 36.

15.Валиуллин P.A., Лежанкин С.И., Антонов К.В. Изучение технического состояния обсадной колонны при опробовании скважин // Нефтяное хозяйство - 1987 - № 10, стр.22-24.

16.Валиуллин P.A., Назаров В.Ф., Рамазанов А.Ш. и др. Методические рекомендации по термическим исследованиям скважин, Уфа, 1989, 167 с

17.Валиуллин P.A., Пацков JI.JI., Ерщов A.M., Осипов A.M. Применение высокочувствительной термометрии для решения задач капитального ремонта скважин // Нефтепромысловое дело - 1982 - № 2, стр. 15-19.

18.Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш., Ремеев И.С. Об автоматизации интерпретации результатов методов геофизических исследований скважин // Университеты России: Тез. докл. научн.-конф. Уфа: БащГУ. - 1995, стр.142-145.

19.Валлиулин Р.А., Рамазанов А.Ш. Термические исследования при компрессорном освоении нефтяных скважин. - Уфа: Издательство Башкирского Государственного Университета, 1992. - 168 с.

20.Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш., Яруллин Р.К. Назаров В.С. Федотов В.Я. Методические рекомендации по диагностике состояния нефтяных пластов и скважин геофизическими методами. ПОВХ. - 1998 - 228 с.

21.Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш., Яруллин Р.К., Назаров В.Ф. Термометрия в комплексе с другими геофизическими методами для диагностики пластов и скважин /Методические рекомендации. Уфа - 2000, 154 с.

22.Валиуллин P.A., Федотов В.Я., Булгаков Р.Т. К учету адиабатического эффекта в условиях переходных температурных полей // Физико-химическая гидродинамика: Межвузовский сборник. Уфа: БашГУ -1987, стр. 31-37

23.Валиуллин Р.А., Шарафутдинов Р.Ф., Гафуров А.И., Федотов В.Я. Исследование термогидродинамических процессов на модели пористой среды. Вестник Башкирского университета - 2017 - Т. 22, № 2, стр. 340345.

24.Гергедава Ш.К., Багринцев М.И. Опыт проведения геофизических исследований скважин по контролю за разработкой газовых месторождений и подземных хранилищ газа // Материалы международного симпозиума '96 по ГИС в процессе разработки нефтяных месторождений с заводнением, Пекин, КНР, 1996, стр. 88-91.

25.Горбачев Ю.И., Ипатов А.И. Геофизические методы контроля за разработкой нефтегазовых месторождений. - М.: ГАНГ - 1996, 130 с.

26. Гуляев Д.Н. Адаптация гидродинамических моделей по данным ГДИС как факторповышения достоверности прогнозирования показателей разработки (на примере Урманского месторождения томской области) // Труды 6-й научно-технической Конференции «Современные технологии гидродинамических и диагностических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений», Томск, 2007

27.Гуляев Д.Н. Гидродинамические исследования при промыслово-геофизическом контроле нестабильно работающих скважин // Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук: 25.00.10. - Москва, 2005, 212 с.

28.Гуляев.Д.Н., Кокурина В.В., Кременецкий М.И, Кричевский В.Н., Мельников С. И. Анализ взаимовлияния скважин по результатам мониторинга на основе секторного моделирования// Нефтяное хозяйство -2012 - №5, стр.82-85.

29.Гуляев Д.Н., Черноглазова Н.Н., Федосеев М.А Повышение достоверности гидродинамических моделей карбонатных коллекторов на основе ГДИС./ZSPE-115351, 2008

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

31.Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. - М.: Недра, 1982. - 448 с.

32.Дворкин И.Л., Валиуллин Р.А., Булгаков Р.Б., Загидуллина Ф.Г., Байков А.М., Демин Н.В. Термические способы исследования скважин в процессе их освоения, опробования и капитального ремонта // Нефтяное хозяйство. - 1986, стр. 15-18

33. Деркач А.С., Темиргалиев Р.Г., Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Марьенко Н.Н. Особенности и перспективы использования методов промыслово-геофизического контроля на нефтяных и газовых месторождениях Оренбургской области. - М.: Недра, 1995. - 69 с.

34. Добрынин В.М. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Справочник. под ред. В.М. Добрынина. - М.: Недра, 1988. - 476 с.

35. Дьяконов Д.И. Геотермия в нефтяной геологии: Учебник для ВУЗов. - М.: Гостоптехиздат. 1958. - 198 с.

36.Дьяконов Д.И., Яковлев Б.А. Определение и использование тепловых свойств горных пород и пластовых жидкостей нефтяных месторождений. - М.: Недра. - 117 с.

37.Запорожец В.М. Геофизические методы исследований скважин. Справочник геофизика / Под ред. В.М. Запорожца. - М., Недра, 1983 - 592 с.

38.Индрупский И.М. Новые подходы к исследованию нефтяных скважин и интерпретации получаемых данных // Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук. - Москва:, 2004. - 142 с.

39.Ипатов А.И. Научные принципы и применение современных технологий геофизических исследований эксплуатационных скважин для контроля за динамикой разработки нефтегазовых залежей. Автореферат на соискание ученой степени д.т.н. - М.:, 1999. - 44 с.

40.Ипатов А.И., Городнов А.В., Петров Л.П., Шумейко А.Э., Скопинцев С.П. Аппробация метода анализа амлитудно-частотных спектров сигналов акустического и электромагнитного шума при оценке фильтрации флюида в породах // НТВ Каротажник - 2004 - №122, стр.51-66

41.Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Гуляев Д.Н., Каешков И.С., Мельников С.И., Панарина Е.П., Морозовский Н.А. Активные технологии пассивного эксперимента при промысловых и геофизических исследованиях // XXI Губкинские чтения, тезисы докладов «Фундаментальный базис и инновационные технологии поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа» - Москва:, 2016 - стр. 60

42.Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. - М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика» - 2005, 780 с.

43.Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Гуляев Д.Н., Мельников С.И., Каешков И.С., Морозовский Н.А. Гидродинамический и геофизический мониторинг разработки сложнопостроенных месторождений углеводородов // Нефтяное хозяйство - 2015 - №9, стр. 68-72.

44.Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Гуляев Д.Н. Информационное обеспечение и технологии гидродинамического моделирования нефтяных и газовых залежей. - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2012. - 896 с

45.Ипатов А.И., Нуриев М.Ф., Белоус В.Б. Информационная система мониторинга разработки нефтяных месторождений на базе стационарных контрольно-измерительных модулей // Нефтяное хозяйство - 2009 - №10, стр. 58-62.

46.Ипатов А., Кременецкий М., Панарина Е. и др. Комплексная распределенная система постоянного мониторинга горизонтальных скважин. Опыт Новопортовского НГКМ// SPE_187769-RU. - 2017. - 22 с

47.Ипатов А.И., Кременецким М.И. Основы применения скважинной барометрии в промысловой геофизике: Научное издание - М.: ГАНГ, 1997. - 229 с.

48.Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Каешков И.С., Буянов А.В. Промыслово-геофизический контроль эксплуатации горизонтальных скважин с помощью распределенных оптоволоконных стационарных измерительных систем // Нефтяное хозяйство. - 2016. - №12. - стр. 69-71.

49.Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Каешков И.С., Буянов А.В. Опыт применения распределенной оптоволоконной термометрии при мониторинге эксплуатации добывающих скважин в компании «Газпром

нефть» // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. - 2017 - № 3(5), стр. 5564

50.Ипатов А.И., Нуриев М.Ф., Белоус В.Б. Информационная система мониторинга разработки нефтяных месторождений на базе стационарных контрольно-измерительных модулей // Нефтяное хозяйство - 2009 - №10.

51.Ипатов А.И., Кременецкий. М. И., Лаптев В. В., Белоус В. Б. Развитие в России технологий ГИС в процессе добычи углеводородов для мониторинга совместно разрабатываемых пластов // НТВ АИС Каротажник - 2014 - 2 (236), стр. 48-60.

52.Ипатов А.И., Гуляев Д.Н. Роль активных технологий в пассивном эксперименте промыслово-геофизического мониторинга // SPE Conference Paper, 181989-RU, 2016. - 10 с.

53.Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Гуляев Д.Н. Современные технологии гидродинамических исследований скважин и их возрастающая роль в разработке месторождений углеводородов // Нефтяное хозяйство - 2009 -№5, стр. 2-7.

54.Ипатов А.И., Мельников С.И., Кременецкий М.И., Гуляев Д.Н. Способ определения фильтрационных свойств совместно работающих пластов. Патент РФ №2476670, 2013.

55.Исламов Д.Ф. Рамазанов А.Ш. Моделирование переходных температурных процессов в пласте при отборе и закачке жидкости // Вестник Академии наук Республики Башкортостан, 2017, том 24, №3 (87)

56.Каешков И.С. Технология промыслово-геофизического контроля в условиях изменяющихся во времени параметров нефтегазовых пластов // Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук: 25.00.10. -Москва:, 2014 - стр.136

57.Карслоу Г., Егер Д. Теплопроводность твердых тел. М.: Наука, 1964. 487 с.

58.Колесникова А.А., Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Коваленко И.В., Комаров В.С., Немирович Г.М. Промыслово-геофизические исследования

горизонтальных скважин при низком нестабильном притоке // Нефтяное хозяйство - 2016 - № 8, стр. 84-88

59.Косков В.Н., Косков Б.В. Геофизические исследования скважин и интерпретация данных ГИС - Пермь: Издательство Пермского государственного технического университета, 2007 - 317с.

60.Котляр Л.А. Математическое моделирование и интерпретация нестационарных термогидродинамических процессов в системе скважина-пласт // Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук: 25.00.10. - Москва:, 2013 - стр.145

61.Котляр Л.А., Пименов В.П., Шако В.В. Оценка возможности определения профиля притока нефтяной скважины по термометрии переходных процессов. - М.: Известия вузов. Геология и разведка. 2011, №3. c.75-79.

62.Кременецкий М.И. Геофизическая информационная система контроля за эксплуатацией газонефтяных и газоконденсатных скважин (научное обоснование и создание автоматизированной системы "Геккон"). Автореферат диссертации на соискание ученой степени д.т.н. - М:, 1998

63.Кременецкий М.И. Интерпретация термограммы в действующих скважинах вне интервалов притока. В сб. физико-химическая гидродинамика, Уфа, 1983

64.Кременецкий М.И. Оценка пластовых давлений эксплуатируемых совместно интервалов по данным термометрии. деп. ВНИИЭгазпром 1981, Ж20ГЗ-81.

65.Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Гидродинамические и промысловотехнологические исследования скважин. - М.: МАКС Пресс, 2008. - 476 с.

66.Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Городнов А.В., Черноглазов В.Н. Мониторинг гидродинамических параметров совместно эксплуатируемых нефтяных пластов // SPE Conference Paper, 138049-RU, 2010. - стр. 1-5.

67.Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Мельников С.И., Лаптев В.В. и др. Методическое обеспечение технологий ГИС в процессе добычи нефти // НТВ АИС «Каротажник» - 2014 - № 1, стр. 29-45

68.Кременецкий М.И., Кульгавый И.А. Информативность термических исследований действующих скважин вне работающих интервалов. Изв. ВУЗов Нефть и газ, 1987.

69.Кременецкий М.И., Мельников С.И. Раздельная оценка совместно разрабатываемых пластов по результатам ГДИС // Труды 10-й научнотехнической Конференции «Современные технологии гидродинамических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений», Томск. - 2011, стр. 15-17.

70.Кременецкий М.И., Резванов Р.А. Физические основы и теория термических методов исследования скважин, Учебное пособие, М., МИНГ, 1983, 67 с

71.Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Рыжков В.И., Афанасьева Л.А. Повышение достоверности математического моделирования разработки месторождений нефти и газа на основе совместной интерпретации промыслово-геофизических, гидродинамических и промысловых данных в едином обрабатывающем комплексе // Геофизика - 2005 - №4.

72. Леонтьев Е.И., Кузнецов Г.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин при контроле разработки нефтяных и газовых месторождений и технического состояния скважин // Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин: Справочник / ред. В.М. Добрынин. - М.: Недра, 1988.

73. Лыков А.В. Теория теплопроводности, М.: Высшая школа, 1967 - 599 а

74.Мартынов В.Г., Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Мельников С.И., Гуляев Д.Н., Кричевский В.М., Кокурина В.В., Развитие геофизического и гидродинамического мониторинга на этапе перехода к разработке

трудноизвлекаемых запасов нефти // Нефтяное хозяйство. - 2014 - № 3, стр. 106-109.

75.Мартынов В.Г., Лазуткина Н.Е., Хохлова М.С. Геофизические исследования скважин. Справочник мастера по промысловой геофизике / Под ред. В. Г. Мартынова, Н. Е. Лазуткиной, М. С. Хохловой. - М.: Инфраинженерия, 2009. - 960 с.

76.Мельников С.И. Методика раздельного промыслово-геофизического контроля совместно эксплуатируемых нефтяных пластов // Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук: 25.00.10. - Москва: 2013 - 137 с.

77.Моисеев В.Н. Применение геофизических методов в процессе эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1990 - 240 с.

78.Непримеров Н.Н. Особенности теплового поля нефтяного месторождения. - Казань : КГУ, 1968 - 161 с.

79.Рамазанов А.Ш., Фплшшов А.И. Изучение роли различных физических процессов в восстановлении температуры нефтяного пласта после остановки скважины /Уфа: БашГУ. 1976. - 7 с. - Дсп. в ВНИИОЭНГ 29.01.76. №329 н.г. - 1976.

80.Рамазанов А.Ш., Нагимов В.М., Ахметов Р.К. Температурное поле в пласте с учетом термодинамических эффектов при работе скважины с переменным дебитом // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело» - 2013 - № 1

81.Резванов Р.А. Радиоактивные и другие неэлектрические методы исследования скважин. - М.: Недра, 1982. - 368 с.

82.Саламатин А.Н., Пудовкин М.А., Чугунов В.А. Температурные процессы в действующих скважинах. Казань: Изд-во Казан.ун-та. - 1977 - 168 с.

83. Сальникова О.Л. Определение профиля и состава притока в эксплуатационных горизонтальных скважинах// Каротажник - 2015 -№256, стр. 65-78

84. Самарский А.А., Тихонов А.Н. Уравнения математической физики: Учебное пособие. - 6-е изд., испр. и доп. - М.: Изд-во МГУ, 1999. - 798 с.

85.Хизбуллин Ф.Ф., Буевич A.C., Валиуллин P.A., Гарипов А.Н. Экспериментальные исследования некоторых термодинамических процессов для жидкостей / В сб.:Физико-химическая гидродинамика. -Уфа. 1980, стр.168-174

86.Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. - Москва: Недра, 1965, 240 с.

87.Череменский Г.А. Прикладная геотермия. - Л.: Недра, 1976, 224 с.

88.Шарафутдинов Р., Валиуллин Р., Шарипов А., Рамазанов А., Бадец К., Джаффрезик В. Исследование температурных полей в пластах с трещиной гидроразрыва // SPE Conference Paper, 187748-RU, 2017. - стр. 1-9.

89. Широков В.Н. Исследование влияния различных факторов на восстановление теплового поля в скважине /Тр. МИНХ и ГП - 1977 -Вып.119, стр. 162-181.

90.Яковлев Б.А. Решение задач нефтяной геологии методами термометрии. -М.: Недра, 1979, 144 с

91.Яруллин Р.К., Валиуллин Р.А., Садретдинов А.А., Семикин Д.А., Рактитн М.В., Сурмаев А.В. Исследование термогидродинамических процессов на модели пористой среды // НТВ Каротажник. - 2014 - №243, стр.38-46

92.Agnew B.G. Evaluation of Fracture Treatments With Temperature Surveys, SPE-1287 // Journal of Petroleum Technology. - 1966. - №17, pp. 892-898.

93.Araya A., Ozkan, E. An Account of Decline-Type Curve Analysis of Vertical, Fractured, and Horizontal Well Production Data, SPE 77690 // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - San Antonio, Texas:, 2002.

94.Bateman K., Molenaar M. M., Brown M. D. Lessons Learned from Shell's History of Casing Conveyed Fiber Optic Deployment, 167211-MS SPE Conference Paper \\ SPE Unconventional Resources Conference Canada. -Calgary, Alberta, Canada:, 2013.

95.Brown G.A. Permanent Reservoir Monitoring Using Fiber Optic Distributed Temperature Measurements, SPE-108791-DL // Society of Petroleum Engineers. - 2005.

96.Brown G. Downhole Temperatures from Optical Fiber // Oilfield Review, Winter 2008/2009. - 4: Vol. 20.

97.Dozier G.C. "Don't Let the Temperature Log Fool You"-False Indications of Height Containment From Case Studies in a Tectonically Stressed Environment, SPE-25869 // Society of Petroleum Engineers, 2009.

98.Johnson, D. O., Sierra, J. R., Kaura, J. D. et al. Successful Flow Profiling of Gas Wells Using Distributed Temperature Sensing Data, SPE-103097-MS // Presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, 24-27 September, - 2006

99.Grishina E. Using Well Testing and Production Logging Methods to Estimate Individual Frature's Parametres and Performance in a Fractured Horizontal, SPE-191563-18RPTC-MS Conference Paper // SPE Russian Petroleum Technology Conference, 15-17 October, Moscow, Russia, 2018

100. Guyod H Temperature Well Logging (in 7 parts)., Oil Weekly, 1946.

101. Hagoort J. Ramey's Wellbore Heat Transmission Revisited, SPE-87305-PA. // SPE Journal 9 (4): 465-474, - 2004

102. Hanaey Dandarawy Mustafa, Ghassan Abdouche, Osama Hamdy Khedr, Antoine Elkadi, Ali Moahmed Al-Mutairi. A New Production Logging Tool Allows A Superior Mapping Of The Fluid Velocities And Holdups Inside The Well Bore, SPE-93556-MS // Society of Petroleum Engineers. - 2005

103. Kading H.W, Hutchins J.S. Temperature Surveys: The Art of Interpretation., American Petroleum Institute, 1969.

104. Konark Ogra, Yogesh Chandra , Arun Pandey, Vibhor Verma, Ajit Kumar, Ravi Sinha. Evolution of Production Logging Technologies and Capabilities: In Quest to Know the Unknown, A Brownfield Case Study, Mumbai High, ONGC

Western Offshore, SPE-153396- MS // SPE Oil and Gas India Conference and Exhibition. - Mumbai, India:, 2012

105. Kremenetsky M.I., Melnikov S. I., Panarina E. P., Kokurina V. V. New way of individual evaluation of tight comingled reservoirs // SPE Conference Paper. -171254-MS. - 2014. - p. 2-6.

106. Maslennikova Y., Bochkarev V.V., Savinkov A.V., Davydov D.A. Spectral Noise Logging Data Processing Technology, 162081 -RU SPE Conference Paper // SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition. - Moscow, Russia:, 2012

107. Marzooqi A., Fahim M., Keshka A., Alvi A., Salem D., Brown G., Neyaei F.A. Distributed Temperature Sensing (DTS) Enables Injectivity Visualization To Enhance Stimulation Efficiency, SPE 141239 // Society of Petroleum Engineers. - 2011.

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

109. Osama S. Karaman, Roy L. Kutlik, Ed L. Kluth. A Field Trial to Test Fiber Optic Sensors for Downhole Temperature and Pressure Measurements, West Coalinga Field, California, 35685- MS SPE Conference Paper // SPE Western Regional Meeting. - Anchorage, Alaska:, 1996.

110. Ouyang, L.-B. and Belanger, D. L. Flow Profiling by Distributed Temperature Sensor (DTS) System - Expectation and Reality, SPE-90541-PA. // SPE Production & Operations 21 (2): 269-281, 2006

111. Popov Yu., Parshin A., Chekhonin E., Gorobtsov D., Miklashevskiy D., Korobkov D., Suarez-Rivera R., Green S. Rock Heterogeneity From Thermal Profiles Using an Optical Scanning Technique ARMA-2012-509 //American Rock Mechanics Association. - 2012

112. Ramey H.J., Jr. Wellbore heat transmission // Journal of petroleum Technology, 1962 - p. 85-96.

113. Riling E.H. Thumsco "Y" Tool Unique Production Tool, SPE-3698-MS // Society of Petroleum Engineers. - 1971.

114. Schlumberger M, Doll H.G., Perebinossoff A.A. Temperature Measurements in Oil Wells. Journal of the Institute of Petroleum Technologists. - 1937, 23, N 159, pp. 1-25.

115. Sui W, Zhu D, Hill A.D. & Ehlig Economides C.A. Determing Multilayer Formation Properties from Transient Temperature and Pressure Measurements // SPE 116270, 2008

116. Tabatabaei, M. and Zhu, D. Fracture Stimulation Diagnostics in Horizontal Wells Using DTS, SPE-148835-MS // Presented at the Canadian Unconventional Resources Conference, Calgary, 15-17 November., - 2011

117. Witterholt E.J., Tixier M.R.Temperature Logging In Injection Wells // SPE-4022-MS, 1972.

118. Wireline production logging tool Flow Scanner [Электронный ресурс]. -URL: http://www.slb.ru/services/wireline/production logging/flow scanner/

119. Xinyang Li, Ding Zhu Temperature Behavior During Multistage Fracture Treatments in Horizontal Wells, SPE-181876-PA // SPE Production & Operations 33 (3), 2018

120. Yearly Baker Hughes paper Production logging tool MAPS. [Электронный ресурс]. - URL:

https://www.bhge.com/upstream/production-optimization/production-logging

121. Yearly Haliburton paper Acoustic Telemetry System. [Электронный ресурс]. - URL:

http://www.halliburton.com/public/ts/contents/Data Sheets/web/H/H01910.pdf