Разработка методики определения состава жидкости в скважине на основе термогидродинамических исследований тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 01.04.14, кандидат технических наук Нестеренко, Михаил Геннадьевич

• Нестеренко, Михаил Геннадьевич
• кандидат технических наук
• 2007

Оглавление диссертации кандидат технических наук Нестеренко, Михаил Геннадьевич

Введение

1. Термогидродинамические исследования скважин

1.1. Обзор методов определения качественного состава притока пластовой жидкости в ствол скважины

1.2. Термодинамические эффекты в системе пласт-скважина, которые лежат в основе определения качественного состава пластового флюида.

1.3. Промыслово-скважинные исследования для определения качественного состава притока пластовой жидкости в ствол скважины 49 Выводы по главе

2. Определение термодинамических эффектов для воды, нефти и нефтяных смесей

2.1. Лабораторные исследования адиабатического коэффициента сжатия (расширения) для воды, нефти и нефтяных смесей, лабораторные экспериментальные установки

2.2. Результаты лабораторных исследований

2.3. Анализ результатов определения адиабатического коэффициента сжатия (расширения) 61 Выводы по 2 главе

3. Методика определения качественного состава пластового флюида в системе пласт-скважина

3.1. Порядок проведения промысловых термогидродинамических исследований скважин

3.2. Алгоритм обработки результатов промысловых термогидродинамических исследований для определения качественного состава притока пластовой жидкости к стволу скважины

Выводы по 3 главе 83 4. Результаты промысловых термогидродинамических исследований скважин ОАО «Сургутнефтегаз»

4.1. Исследования скважин Рогожниковского месторождения

4.2. Исследования многопластовых скважин

4.3. Исследования горизонтальных скважин 113 Выводы по 4 главе 132 Заключение 134 Список использованных источников 137 Приложения

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методики определения состава жидкости в скважине на основе термогидродинамических исследований»

Актуальность темы. Большинство нефтяных и нефтегазовых месторождений России находятся на завершающей стадии разработки, характеризующейся широким применением вторичных методов повышения нефтеотдачи пластов для поддержания текущего темпа добычи углеводородов. К данным методам относятся применение горизонтальных стволов (ГС), боковых горизонтальных стволов (БГС), использование наклонных и пологих скважин, вскрывающих одновременно несколько разных по свойствам и насыщению пластов, а также многозабойные скважины, позволяющие I дренировать большую область пласта, увеличивая производительность скважины. Применение этих методов позволяет вводить в разработку залежи, характеризующиеся трудно извлекаемыми запасами и сложным геологическим строением, ранее не вводимые в разработку из-за низкой рентабельности. В условиях сложного строения пласта с высокой степенью неоднородности фильтрационных свойств, как по вертикали, так и по горизонтали особое значение в области контроля за разработкой приобретают геофизические и гидродинамические методы определения фильтрационных и продуктивных параметров.

Разработка нефтяных и газовых месторождение - динамичный и капиталоемкий процесс, в связи с чем актуальной является проблема оптимизации систем и технологий добычи нефти и газа из недр, оптимального управления природными резервуарами. Технологии добычи углеводородного сырья и методы воздействий на пласты с целью увеличения нефтеотдачи должны быть научно обоснованы и грамотно спланированы. Для решения поставленных задач необходима полная и достоверная информация о строении и свойствах продуктивных пластов, получаемая при проведении геолого-геофизических и промыслово-гидродинамических исследованиях скважин.

Традиционные подходы в исследовании наклонных, пологих и горизонтальных скважин мало эффективны, поэтому возникает насущная необходимость в комплексном подходе к проблеме исследования подобных объектов. При интерпретации результатов исследований пологих, горизонтальных скважин, а также скважин при совместной эксплуатации пластов важно знать, не только интервал притока в скважину пластового флюида, но качественный состав притока (пластовая вода, нефть) каждого из продуцирующих интервалов. Без решения этих задач невозможно решить задачи оптимизации выработки продуктивных пластов и выравнивания профиля притока.

Широкое распространение в практике промыслово-геофизических исследований (ПГИ), направленных на изучение интервалов притока в скважинах, вскрывающих несколько пропластков одновременно, получили методы термометрии [27]. Эти методы основаны на выделении аномалии температуры напротив интервалов притока по стволу скважины, обусловленных дроссельным эффектом при неизотермической фильтрации пластового флюида к стволу скважины. Многие исследовательские геофизические комплексы включают в себя приборы, определяющие состав жидкости протекающей через них. Однако, работающие интервалы, определенные геофизическими методами, применять при решении обратной задачи гидродинамики для горизонтальной скважины не правомочно, так как проведенные исследования всегда разнесены во времени. Использование в качестве исходной информации для состава притока пластового флюида по каждому продуцирующему интервалу насыщенность пласта, определенную различными модификациями нейтронных и индуктивных методов, может привести к существенной ошибке при интерпретации. Множественные испытания пластов с насыщенностью «вода+нефть» дают дебит преимущественно по воде. Опыт применения при гидродинамических исследованиях влагомеров, основанных на резистивных, индуктивных или иных методах, показал низкую информативность подобного подхода, так как известные приборы регистрируют среду, которая их обтекает. Следовательно, они должны находиться в потоке, причем весь поток должен проходить через прибор. Зачастую это технически не возможно осуществить одновременно на протяжении всего исследуемого участка ствола скважины. Еще одним из осложняющих факторов исследования наклонных, пологих или горизонтальных скважин, а также скважин, вскрывших сложно построенные коллекторы, является тот факт, что подобные скважины не являются фонтанирующими и все виды геофизических исследований проводятся при вызове притока компрессированием азотной установкой или пенной системой. При этом характер притока является затухающим и применение методов термодинамики, основанных на условии стационарной фильтрации, неправомочно.

Последние достижения в области волоконно-оптических датчиков позволили 8епБа (подразделение компании БсЫитЬе^ег) создать инновационные распределенные системы контроля температуры фТБ), позволившие возродить температурный каротаж. Система ЭТ8 позволяет измерять температуру от забоя до устья скважины. При этом нет необходимости вмешиваться в работу скважины, отсутствуют производственные потери и вероятность осложнений в скважине при температурах до 300°С. Контроль температурных профилей с помощью системы ЭТ8 добавляет к температурному каротажу новую размерность. Непрерывно выявляя изменения температуры, система ЭТ8 в значительной степени расширяет сферу интерпретации результатов в сравнении с одиночным снимком состояния эксплуатационной скважины, полученным в ходе типового каротажа. Эволюция температурных профилей раскрывает процесс изменения в добыче, и за счет применения современных методов компьютерного моделирования появляется возможность получения достаточно точных и доверительных количественных результатов. Таким образом, в нефтяной промышленности на сегодняшний день существует техническое решение для определения работающих интервалов в любом типе скважин с большой долей достоверности. Однако ответа о качественном составе пластовой жидкости в каждом из продуцирующих интервалах данная технология не дает.

Многие исследователи в качестве наиболее информативного метода комплексного подхода к исследованию скважин, вскрывших сложно построенные коллекторы, считают применение «гирлянды» автономных приборов, регистрирующих одновременно давление и температуру. Данная технология получила развитие в связи с необходимостью доставки приборов в горизонтальную часть ствола скважины. Известно, что если отклонение ствола от вертикали не превышает 45°, то за счет силы тяжести можно спустить стандартную глубинную аппаратуру на кабеле или проволоке. В случае если зенитный угол больше 45°, следует применять специальные устройства и технологии, чтобы протолкнуть приборы в горизонтальный участок ствола [37]. I В АО «Татнефть», в «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» на основе анализа существующих технологий исследования скважин с горизонтальными стволами и разветвленными горизонтальными стволами, способов доставки приборов в горизонтальную часть ствола [51] были разработаны устройства [65, 66, 82], обеспечивающие многодатчиковую технологию исследования горизонтальных и многозабойных скважин, разработана технология проведения промысловых термогидродинамических исследований, методика обработки и интерпретации результатов исследования [54, 80, 84]. Дальнейшее развитие методов интерпретации результатов исследований по данной технологии в ^ работах [14, 98] и разработка устройств для исследования горизонтальных скважин [65] позволило расширить область ее применения. Применение данной технологии позволяет определить параметры, необходимые для решения интерпретатором обратной задачи. Для определения работающих интервалов ствола скважины используются методы термометрии, изученные Б.Б. Лапуком [48], Э.Б. Чекалюком [95 ]. Проблема определения состава притока из каждого продуцирующего участка на настоящее время имеет неоднозначное решение. Самый надежный способ определения состава притока - «отсечение» каждого участка пакерами и испытание по отдельности. Но и в этом случае нет уверенности, что при совместной эксплуатации всего ствола общее соотношение воды и нефти в суммарном дебите будет равно осредненному по всем участкам.

Определение дебитов трехфазной смеси на устье скважины имеет методическое и техническое решение в замерных установках типа АСМА, ОЗНА и т.д. Кроме того, фирма Шлюмберже разработала и выпускает мультифазные расходомеры в стационарном и передвижном исполнении, позволяющие с высокой точностью определить дебит воды, нефти и газа. Однако, замеры дебитов на устье скважины дают только общую картину всего притока к скважине и не позволяют выделить интервалы притока нефти, воды, что является важным фактором для увеличения эффективности разработки месторождения. Разработаны приборы, имеющие несколько датчиков расположенных в различных точках сечения трубы, позволяющие определить распределения фазовых составляющих потока в обсаженной колонне. Датчики регистрирующие скорость потока и качественный состав протекаемой через них жидкости позволяют определить дебит каждой из фаз и распределение фазовых составляющих потока в стволе скважины, как в вертикальной так и в горизонтальной ее части. Ограничение применимости данных приборов является невозможность определить скорость и состав потока за пределами обсадной колонны. В то время как широкое использование нецементированных хвостовиков и открытых необсаженных стволов в горизонтальных участках скважин находит все большее распространение при добыче углеводородного сырья.

Целью работы является повышение информативности термогидродинамических исследований скважин путем определения качественного состава притока пластовой жидкости по отдельным интервалам ствола скважин с различными конструкциями забоев. Разработка методики определения качественного состава притока пластовой жидкости к стволу скважины с различными типами забоев на основе термогидродинамических исследований.

Основные задачи исследований:

1. Анализ существующих методов и технологий определения состава флюида.

2. Разработка технологии исследования скважин, позволяющей определить качественный состав притекающего флюида.

3. Проведение лабораторных исследований для выделения критериев, характеризующих качественный состав притекающей пластовой жидкости.

4. Анализ результатов термогидродинамических исследований скважин с различными конструкциями забоев для оценки информативности разработанной методики оценки качественного состава притока пластовой жидкости.

Научная новизна результатов работы заключается в следующем:

1. Экспериментально установлена зависимость кажущегося коэффициента адиабатического расширения (сжатия) нефти и пластовой воды месторождений Сургутского и Красноленинского сводов от температуры. Значения коэффициента для нефти находится в диапазоне

2,2*10 К/МПа - 5,1 10"2 К/МПа, а для воды - 1,2*10"2 К/МПа -1,97*10"2 К/МПа. В исследуемом диапазоне температур от 20 °С до 85 °С кажущийся коэффициент адиабатического расширения (сжатия) от температуры описывается логарифмической функцией с коэффициентом корреляции 0,95 - 0,99.

2. Экспериментально установлена зависимость кажущегося коэффициента адиабатического расширения (сжатия) водонефтяной смеси месторождений Сургутского и Красноленинского сводов от объемного содержания воды. При изменении объемного содержания воды в водонефтяной смеси от 0 до 0,9 кажущийся коэффициент адиабатического расширения (сжатия) описывается полиномом третьей степени с коэффициентом корреляции 0,98 - 0,99.

3. Изучено влияние местоположения датчиков температуры и давления в нефтяной и водной фазе на чувствительность изменения кажущегося коэффициента адиабатического расширения (сжатия) от объемного содержания воды двухфазной среды. Установлено, что экспериментально определяемое кажущееся значение адиабатического коэффициента слабо зависит от

• местоположения датчика температуры.

4. Предложена методика оценки состава притока пластовой жидкости к стволу скважины в каждом продуцирующем интервале наклонного или горизонтального ствола.

На защиту выносятся следующие основные положения и результаты:

1. Методика определения качественного состава притока пластовой жидкости к стволу скважины на основе термогидродинамических исследований.

2. Результаты экспериментальных лабораторных и скважинных исследований коэффициента адиабатического расширения (сжатия) нефти и пластовой воды нефтяных месторождений Сургутского и Красноленинского сводов.

3. Результаты исследований зависимости адиабатического коэффициента расширения (сжатия) двухфазной среды (нефти, воды) от температуры, объемного содержания воды, размещения чувствительных элементов датчиков температуры и давления, метрологических характеристик средств измерения.

Достоверность полученных результатов обусловлена корректной постановкой экспериментальных лабораторных и промысловых скважинных исследований.

Научная и практическая ценность работы.

Полученные в диссертации результаты могут быть использованы в геофизических предприятиях, ЦНИПРах нефтегазодобывающих предприятий при совершенствовании технологии термогидродинамических исследований по изучению фильтрационных характеристик сложнопостроенных коллекторов нефтяных месторождений, разрабатываемых пологими, горизонтальными и многозабойными скважинами.

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав и

Заключение диссертации по теме «Теплофизика и теоретическая теплотехника», Нестеренко, Михаил Геннадьевич

Выводы по главе 4

1. Проведение комплексных термогидродинамических исследований пологих, горизонтальных скважин, а также скважин при совместной разработке пластов с использованием «гирлянды» автономных приборов требует тщательной подготовки приборов и оборудования, а также точных расчетов прочностных характеристик конструкции.

2. Проведенные исследования пологих, горизонтальных скважин и скважин при совместной разработке пластов показали, что регистрация даже нескольких параметров в одной точке ствола скважины не отражает истинной картины притока пластового флюида к участку скважины.

3. При малых скоростях движения жидкости с низкой скоростью (малые дебиты) в стволе скважины потери давления по стволу скважины меньше чувствительности современных электронных манометров и являются незначительными.

4. По изменению температуры на забое, в процессе пуска скважины, работы и после остановки, возможно диагностирование ряда факторов, которые используются для расчета фильтрационных и продуктивных возможностей скважины: время окончание влияния эффекта послепритока в ствол скважины; качественный состав притока двухфазной жидкости, работающий интервал горизонтального участка скважины или продуцирующий интервал многопластового объекта.

5. При известных для конкретных залежей термодинамических коэффициентах адиабатического расширения (сжатия) определены количественный и качественный состав притока.

6. Ни один из термодинамических процессов на забое нефтяной скважины не проявляется в «чистом» виде. В любой момент времени и в любой точке происходит взаимовлияние термодинамических и теплообменных процессов, при совпадении направлений - увеличивающих абсолютное значение изменения температуры, при несовпадении -нивелирующих взаимное влияние. При анализе температурных процессов на забое нефтяной скважины необходимо учитывать все факторы, оказывающие влияние на изменение температуры.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Выполненная работа и полученные результаты позволяют сделать следующие выводы:

1. Разработана экспериментальная установка для изучения адиабатических процессов приближенных к пластовым условиям.

2. Экспериментальными исследованиями установлено, что для пластов Сургутского и Красноленинского сводов значения кажущегося коэффициента адиабатического расширения (сжатия) для нефти

2 2 находится в диапазоне 2,2*10 К/МПа - 5,1 *10" К/МПа, для воды

1,2*10"2 К/МПа - 1,97 *10"2 К/МПа. Значения коэффициентов для нефти определяются составом и содержанием компонентов, для воды минерализацией.

3. На основе экспериментальных исследований установлена зависимость кажущегося коэффициента адиабатического расширения (сжатия) нефти и пластовой воды месторождений Сургутского и Красноленинского сводов от температуры. В исследуемом диапазоне температур от 20 °С до 85 °С кажущийся коэффициент адиабатического расширения (сжатия) от температуры удовлетворительно описывается логарифмической функцией с коэффициентом корреляции 0,95 - 0,99.

4. Экспериментальными исследованиями установлена зависимость кажущегося коэффициента адиабатического расширения (сжатия) водонефтяной смеси месторождений Сургутского и Красноленинского сводов от объемного содержания воды. При изменении объемного содержания воды в водонефтяной смеси от 0 до 0,9 кажущийся коэффициент адиабатического расширения (сжатия) описывается полиномом третьей степени с коэффициентом корреляции 0,98 - 0,99.

5. Выявлено, что при температурах выше температуры кипения легких фракций углеводородов при адиабатических процессах в контейнере с исследуемой нефтью наблюдаются немонотонное изменение температуры связанное с фазовыми переходами.

6. Изучено влияние местоположения датчиков температуры и давления в нефтяной и водной фазе на чувствительность изменения кажущегося коэффициента адиабатического расширения (сжатия) от объемного содержания воды двухфазной среды. Установлено, что экспериментально определяемое значение кажущегося адиабатического коэффициента слабо зависит от местоположения датчика температуры. Значения коэффициентов, определенные в условиях размещения чувствительных элементов датчиков температуры в воде и в нефти, различаются друг от друга не более чем на 4 %. Таким образом, при определении состава притекающей жидкости достаточно обеспечение размещения датчика в исследуемой области и сообщения его с пластовым (скважинным) флюидом.

7. Разработана методика определения состава пластовой жидкости к стволу скважины на основе термогидродинамических исследований. Методика позволяет оценить интервал притока по стволу скважины для наклонных и горизонтальных скважин с различной конструкцией хвостовиков.

8. Установлено многочисленными промысловыми экспериментами на горизонтальных и наклонных скважинах при совместной эксплуатации пластов, что предложенная технология исследований и методика обработки результатов исследований обеспечивают информативность исследований в части выделения состава притекающего пластового флюида в отдельных интервалах ствола скважины, что увеличивает точность определения фильтрационных параметров в анизотропных пластах.

9. Разработаны и внедрены в производство РД 5753490-038-2003 «Методическое руководство по определению работающих интервалов горизонтальных скважин с использованием «гирлянды» автономных приборов и эжекторного пластоиспытателя», СТП 183-2004 «Нефть. Методика обработки кривых восстановления давления горизонтальных скважин». Методическое руководство и СТП предназначены для использования при промысловых исследованиях горизонтальных скважин и скважин с боковыми горизонтальными стволами. Годовой экономический эффект от внедрения методических документов по ОАО «Сургутнефтегаз» превышает 12000 тыс. руб. По положениям РД и СТП выполняются термогидродинамические исследования разведочных и эксплуатационных скважин на всех месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз". Годовой объем термогидродинамических исследований специалистами СургутНИПИнефть составляет 30-40 скважин

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Нестеренко, Михаил Геннадьевич, 2007 год

1. Аббасов A.A. и др. Температурное поле пласта при наличии в нем периодически действующих источников тепла при прерывистой закачке горячей воды // Уч.зап.Азерб.ин-ста нефти и химии. - 1972. - Вып.9. - М 4. -С.40-45.

2. Алишаев М.Г., Розенберг М.Д., Теслюк Е.В. Неизотермическая фильтрация при разработке нефтяных месторождений. М.: Недра, 1985. -270 с.

3. Афанасьев Е.Ф. и др. Контроль за разработкой месторождений акустическим способом. Обзор ВНИИЭ Газпром, М., 1987, 36 с.

4. Балакиров Ю.А. Термодинамические исследования фильтрации нефти и газа в залежи. М.: Недра, 1970.- 230 с.

5. Балакиров Ю.А. Термодинамические исследования фильтрации нефти и газа в залежи. М.: Недра1970 - 192с

6. Басниев К.С. и др. Подземная гидравлика. М.: Недра, 1986.

7. Боксерман A.A., Зазовский Ф.Я. Каменецкий С.Г. Об определении параметров пласта при неустановившемся притоке газированной жидкости к забою скважины. НТС по добыче нефти. ВНИИ, вып.21, М.: Недра, 1963.

8. Буевич A.C., Валиуллин P.A., Хизбуллин Ф.Ф. Экспериментальные исследования некоторых термодинамических процессов для жидкостей. // Физико- химическая гидродинамика: Межвузовский сборник,-Уфа: Баш.гос.унив-т. 1980.- С.56- 60

9. Валиуллин P.A., Болтырев ' В.Д. Экспериментальное изучение адиабатического коэффициента в пластовых жидкостях. Физико-химическая гидродинамика: Мезвузовский сборник, Уфа: Баш.Гос.Унив-т. - 1989. - с. 84-89.

10. Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш. Особенности термометрии нефтяных скважин при выделении газа в пласте. В кн. Геофизические исследования в нефтяных скважинах. Труды ВНИИНПГ, вып. 20,1990, с.78-84.

11. Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф. Термометрия пластов с многофазными потоками. Изд-е Башкирск. Ун-та. Уфа, 1998. -116 с.

12. Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф., Федоров В.Н., Мешков В.М. Определение работающих интервалов горизонтального ствола скважины термогидродинамическими методами. «Нефтяное хозяйство», 2004.-№2,

13. Валиуллин P.A., БуевичА.С., Филлипов А.И., ДворкинИ.Л. и др. Способ определения характера движения жидкости за обсадной колонной, АН СССР, №933964,1982

14. Валиуллин P.A., Дворкин И.Л., и др. Способ исследования технического состояния скважин. АН СССР № 1160013, 1985

15. Валиуллин P.A., Федотов В.Я., Шакиров А.Ф. и др. Способ определения вертикального движения жидкости в скважине. АН СССР, № 1305321, 1987

16. Валиуллин P.A., Болдырев В.Д. Экспериментальное изучение адиабатического эффекта в пластовых жидкостях. // Физико- химическая гидродинамика: Межвузовский сборник,-Уфа: Баш.гос.унив-т. 1989.-С.84-42.

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

18. Валиуллин- P.A., Рамазанов А.Ш. Термические исследования при компрессорном освоении нефтяных скважин. Уфа: Изд. БашГУ,1992.- 168 с.

19. Валиуллин P.A., Шарафутдинов Р.Ф. Особенности переходных температурных полей при компрессорном опробовании скважин и пластов // Нефть и газ, №1.- 1998,- С.29-34.

20. Валиуллин P.A., Назаров В.Ф., Рамазанов А.Ш., Федотов В.Я., Филиппов А.И., Яруллин Р.К. «Методические рекомендации по термическим исследованиям скважин». Уфа, 1989г.

21. Вахитов Г.Г., Кузнецов O.JL, Симкин Э.М. Термодинамика призабойной зоны нефтяного пласта. М.: Недра, 1978.-216 с.

22. Вукалович М.П. Термодинамические свойства воды и водяного пара. -М.: Машгиз., 1959. 108 с.

23. Геофизические исследования в нефтяных пластах. Сборник трудов, выпуск20 -Уфа, 1990г.

24. Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика /Под ред. В.М. Запорожца. М.: Недра, 1983. - 591 с.

25. Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика /Под ред. В.М. Запорожца. М.: Недра, 1983. - 591 с.

26. Гиматудинов Ш.К. и др. Физика нефтяного и газового пласта.- М.: Недра, 1982.-308 с.

27. Гуляев Д.Н., Ипатов А.И., Каменецкий М.И. Способ изучения объемного распределения проницаемости объекта эксплуатации по комплексу геофизических и гидродинамических методов исследования скважин. Геофизика, 21004, №3, с. 31-39

28. Даутас П.М., Шимайтис А.П. и др. Способ определения направления заколонных перетоков. АН СССР, №1286750, 1987

29. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин. Недра, 1982,448 с.

30. Дахнов В.Н., Дьяконов Д.И. Термические исследования скважин. JL: Гостехиздат, 1952.-217 с.

31. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. Учебник для вузов. 2-е изд., перераб. М., Недра, 1982. -448 с.

32. Дворкин И.Л., Буевич A.C., Филиппов А.И. Коханчиков А.И., Назаров В.Ф., Закусило Г.А. Термометрия действующих нефтяных скважин // Пособие по методике измерений и интерпретации. Деп.ВНИИОЭНГ., 1976, №305.-43с.

33. Есьман Б.И., Габузов Г.Г. Термогидравлические процессы при бурении скважин. М., Недра, 1991

34. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтепромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа: Учебник для вузов. М.: Недра, 1985. 422 с.

35. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. Москва, 2005

36. Исаченко В. П., Осипова В. А., Сукомел А. С. Теплопередача. М.: Энергоиздат, 1981.

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

38. Кирпиченко Б.И. Возможность определения движения жидкости в затрубном пространстве акустическим методом. Нефтяное хозяйство, №4, 1973.

39. Коноплев Ю.В. и др. Геофизические методы контроля разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986. - 221 с.

40. Коротаев Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений. М., изд-во «Недра», 1968.

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

42. Ладин П.А, Шилов A.A., Хакимов Т.Г. Увеличение дебита нефтяных скважин с применением индукционных высокочастотных нагревателей// Нефтяное хозйство-2001.-№12-С.73- 74.

43. Лапук Б.Б. О термодинамических процессах при движении газа в пористых пластах. «Нефтяное хозяйство», 1940, №3.

44. Лапук Б.Б. О температурных изменениях, происходящих при движении сырой нефти в пористых пластах. «Нефтяное хозяйство», 1940, №4.

45. Мезтиев Ш.Ф., Мирзаджанзаде А.Х., Алиев С.А., Багбанлы Э.А., Мотяков В.И. Тепловой режим нефтяных и газовых месторождений. Баку: Азернефтнешр, 1960. 370 с.

46. Мешков В.М., Нестеренко М.Г., Ледяев Е.А. Анализ технологий исследования скважин с горизонтальными стволами. Нефтяное хозяйство № 9, 2001.-с. 93-94.

47. Моисеев В.Н. «Применение геофизических методов в процессе эксплуатации скважин». Москва «Недра», 1990 г.

48. Мусин М.Х. и др. Пути вовлечения забалансовых запасов в активную разработку. Нефтепромысловое дело. №1,1997, с. 14-20.

49. Муслимов Р.Х., Хисамов P.C., Фархулин Р.Г., Хайрулин М.Х, Садовников Р.В., Шамсиев М.Н., Морозов П.Е. Гидродинамические исследования горизонтальных скважин. Нефтяное хозяйство. 2003. - №7. -с. 74-75

50. Назаров В.Ф. Шарафутдинов Р.Ф. Валиуллин P.A. и др. Способ определения интервалов заколонного движения жидкости в скважине. АН СССР, №1476119, 1989

51. Намиот А.Ю. Теплопередача при подъеме нефти в скважине. Тр. ВНИИ, вып. 8, «Разработка нефтяных месторождений и гидродинамика плста». М. Гостоптехиздат, 1956, стр. 48-53.

52. Намиот А.Ю. К вопросу об изменении температуры по стволу нефтяной и газовой скважины. Тр. ВНИИ, вып. 8, «Разработка нефтяных месторождений и гидродинамика пласта». М. Гостоптехиздат, 1956, стр. 53 -58.

53. Намиот А.Ю. К вопросу об изменении температуры по стволу нефтяной и газовой скважины. М. Гостоптехиздат, 1956, 184с.

54. Непримеров H.H. Экспериментальные исследования некоторых особенностей добычи парафинистой нефти. Казань, изд. КГУ, 1958.

55. Непримеров H.H., Пудовкин М.А., Марков А.И. Особенности теплового поля нефтяного месторождения. Казань, изд. КГУ, 1968.

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

57. Оганов К.А. Основы теплового воздействия на нефтяной пласт. М., изд-во «Недра», 1967. 203с.

58. Орлинский Б.М. Контроль за разработкой залежи нефти геофизическими методами. М., «Недра», 1977. -239 с.

59. О термодинамических процессах при движении газа в пористых пластах. «Нефтяное хозяйство», 1940, №3

60. Патент на полезную модель №41081. Устройство для исследования горизонтальных скважин// Федоров В.Н., Кострюков И.А., Мешков В.М., Нестеренко М.Г., Клюкин С.С. зав №2004106457. - 05.03.2004

61. Патент № 45776 Е 21 В 47/06. Устройство для исследования многоствольных скважин // Федоров В.Н. Нестеренко М.Г. Мешков В.М. Клюкин С.С. Лушпеев В. А. Бюллетень Изобретения, № 15,2005

62. Патент № 2154732. Способ обработки призабойной зоны пласта / Шилов A.A., Ладин П.А. Хакимов Т.Г.//20.08.2000 г.

63. Пехтович А.И., Жидких В.М. Расчеты теплового режима твердых тел. Л.: «Энергия», 1976.

64. Попов A.A. Опыт внедрения электропрогрева призабойных зон скважины на промыслах Войжского НПУ. //НТС ВНИИОЭНГа. Сер. Нефтепромысловое дело. М., 1969. - № 3. - С.23-25.

65. Практические указания при испытании поисковых и разведочных скважин на нефть и газ. Часть 3. Исследования комплексом гидродинамических методов. Книга 1. Тюмень Тверь, 1994 г.

66. Проектирование и разработка нефтяных месторождений Материалы научно-практической конференции (г.Москва, ЦКР, 6-8 апреля 1999г.). М.: ОАО«ВНИИОЭНГ», 1999.-404с.

67. Пудовкин М.А. Теоретические расчеты поля температур нефтяного пласта при нагнетании в него воды. Вопросы усовершенствования разработки нефтяных месторождений Татарии. Казань, изд-во КГУ, 1962.

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

69. Развитие методов повышения производительности скважин. /Муслимов Р.Х., Абулмазитов Р.Г., Иванов А.И., Сулейманов Э.И., Хасамов Р.Б. //Геологическое строение и разработка Вавлинского нефтяного месторождения. М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 1996. - С.384-405.

70. Рубинштейн Л. И. Температурные поля в нефтяных пластах.-М.: Недра, 1972.-276 с.

71. Рубинштейн JI.И. Температурные поля в нефтяных пластах. М.: Недра, 1972.-276с.

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

73. Руководящий документ (РД 153-39.0-109-01) Методические указания «Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений». М.:2002.

74. Руководящий документ (РД 153-39.0-110-01) «Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений». М.: 2002.

75. Салагаев В. Б., Валиуллин Р. А., Булгаков Р. Т. Математическое моделирование температурного поля в скважине при заданной геометрии перетока жидкости за колонной. // ИФЖ. 1990. Т. 58, № 1. С. 153. Деп. в ВИНИТИ 20.11.89, per. № 6947 В 89.

76. Свидетельство на полезную модель №26326. Устройство для исследования горизонтальных скважин.// Мешков В.М., Федоров В.Н., Нестеренко М.Г. Заяв. №2002112090. - 08.05.2002

77. Серкова М.Х., Иванкович Е.В. Оценка текущего насыщения нефтяных пластов с применением программного комплекса «Динамическая визуализация». Геофизика, №6,2000 г., с. 37-41.

78. СТП 183-2004. Нефть. Методика обработки кривых восстановления давления горизонтальных скважин// Федоров В.Н. Мешков В.М. Нестеренко М.Г. Лушпеев В.А. Клюкин С.С. Сургут, ОАО «Сургутнефтегаз», 2005.

79. Сучков Б.М. Оценка влияния дроссельного эффекта на изменение температурного режима работы скважины // Нефтепромысловое дело. 1974. - № 9.

80. Теслюк Е.В., Розенберг М.Д. О неизотермической фильтрации многофазного потока и об учете термодинамических эффектов при разработке нефтяных месторождений // Тр.ВНИИнефть. -1965. вып.42. -С.281-293.

81. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Под ред. А.И.Спивака. М.: Недра, 1969.

82. Требин Г.Ф., Капырин Ю.Ф. О величине дроссельного эффекта при фильтрации углеводородов на различных глубинах. // Тр.ВНИИ.- М.: Недра, 1970, вып.37, С. 56-58.

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

84. Филиппов А.И. Скважинная термометрия переходных процессов. -Саратов, Изд.Саратов.унив., 1989.-116 с.

85. Фролов Н.М. Гидрогеометрия. М., изд-во «Недра», 1968.

86. Хайрулин М.Х., P.C. Хисамов, М.Н. Шамсиев, Р.Г. Фархулин. Интерпретация результатов гидродинамических исследований скважин методами регуляризации. Москва. Ижевск, 2006

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

88. Чарный И.А. Нагревание призабойной зоны при закачке горячей воды в скважину. «Нефтяное хозяйство», 1953, № 2 и 3.

89. Чекалюк Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. Киев, Гостехиздат, 1961.

90. Чекалюк Э.Б. и др. Инструкция по гидродинамическим исследованиям нефтяных и газовых залежей. Киев, Гостехиздат, 1961

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

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

93. Шарафутдинов Р.Ф. Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш., Закиров М.Ф, Федоров В.Н., Мешков В.М. Определение гидродинамических параметров пласта в горизонтальной скважине на основе решения прямой обратной задачи. «Нефтяное хозяйство», 2004. - №10, с.78-79

94. Шешуков А.И., Федоров В.Н., Мешков В.М. «Гидродинамические исследования горизонтальных скважин». Нефтяное хозяйство, № 8, 2002. с. 92-94

95. Шилов А.А., Хакимов Т.Г., Ладин П.А., Дрягин В.В., Опошнян В.И., Копылов А.Е. Тепловое воздействие на призабойную зону пласта с применением индукционного высокочастотного нагревателя// Каротажник -1999.- №64.-С.53-55.

96. Batchelor G.K. An Introduction to Fluid Dynamics. Cambridge University Press, Cambridge, England, 1967

97. Briggs P.J. et. Al. Development of heavy oil reservoirs.//JPT, Februry 1988. -P.206-214.

98. Claude E., Cooke Jr. Radial differential temperature logging a new tool for detecting and treating flow behind casing. SPE 7558. 1979

99. Curtis M.R. и Watterholt E.J. Use of the temperature log for determining flow ratio in producing wells. SPE 4637. 1973

100. McKeonD.C., Scott H.D. и другие. Improved Oxygen-Activation method for determining water flow behind casing. SPE 20586. 1991.

101. McKinley R.M. Production logging. SPE 10035. 1982

102. Millikan C.V. Temperature surveys in oil wells. AIME 142 (1941), 15-23

103. Novak T.J. The estimation of water injection profiles from temperature surveys. J. Petroleum Tech. (August, 1953), 203-212

104. Paap H.J. и другие. Limitations of oxygen activation logging technology. Presented at the 1989 Intl. Underground injection Practices Council Symposium on Class I and II Injection well technology, Dallas, May 8-11.

105. Pennebaker E.S., Woody R.T. The temperature-sound log and borehole channel scans for problem wells. SPE 6782. 1977

106. Robinson W.S. Field results from the noise logging technique. J. Petroleum Tech. (Nov. 1976), p. 1370-1376

107. Shah P.C., Karakas M., Kuchuk F., Ayestaran L. Estimation of the Permeabilities and Skin Factors in Layered Reservoirs with Downhole Rate and Pressure Data //SPEFE, Sept, 1988, 555-66.

108. Shah R.K., London A.L. Laminar flow forced convection in ducts. Academic press Ed. 1978

109. Simpson G., JacobsonL. и другие. Evaluation and monitoring reservoir behind casing with a modern pulsed neutron tool. SPE 39872. 1998.

110. Smith R.C. и другие. Interpretation of temperature profiles in water injection wells. J. Petroleum Tech. (June, 1975), 777-784

111. SPE 71722. Integrating Permeibilities NMR, Formation Tester, Well Test and Core Data. Haddad S., Cribbs M., Sagar R., Viro E., Castelijins K.

112. Tackling Turbulence with Supercomputers. Scientific American Article, January, 1997

113. Williams T.M. Measuring Behind-casing water flow. Presented at the 1987 Int. Underground injection Practices Council Symposium on Subsurface injection of Oilfield Brines, New Orleans, May, 5-7.