Совершенствование термогидродинамических методов исследования скважин: на примере Лянторского нефтегазового месторождения ОАО "Сургутнефтегаз" тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.10, кандидат технических наук Иванова, Айгуль Раильевна

• Иванова, Айгуль Раильевна
• кандидат технических наук
• 2008

Оглавление диссертации кандидат технических наук Иванова, Айгуль Раильевна

ВВЕДЕНИЕ.

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

1.1 Петрофизика продуктивной части разреза.

1.2 Физико-химические характеристики пластовых флюидов.

1.3 Особенности разработки Лянторского месторождения.

1.4 Основные задачи и комплекс методов промыслово-геофизических исследований.

1.5 Методики решения задач и используемая аппаратура.

1.6 Недостатки существующих технологий.

Выводы.

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

2.1 Термодинамические эффекты при многофазной фильтрации.

2.2 Уравнения, описывающие гидродинамическую сторону процесса.

2.3 Уравнение притока тепла.

2.4 Расчетные кривые.

2.5 Постановка задачи для Лянторского месторождения.

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

Выводы.

3 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ

ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ.

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

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

3.3 Сопоставление и анализ результатов теоретических и экспериментальных исследований.

3.4 Разработка новых методов решения практических задач.

Выводы.

4 ПРАКТИЧЕСКАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ ПРЕДЛОЖЕННЫХ МЕТОДИК.

4.1 Расчет объема жидкости, поглощенного при компрессировании.

4.2 Использование методики, разработанной для исследования высокодебитных скважин.

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

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

Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование термогидродинамических методов исследования скважин: на примере Лянторского нефтегазового месторождения ОАО "Сургутнефтегаз"»

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

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

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

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

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

Основные задачи исследований:

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

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

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

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

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

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

Методы решения поставленных задач.

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

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

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

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

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

Основные защищаемые положения.

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

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

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

Практическая ценность и реализация работы.

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

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

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

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

Апробация работы.

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

Публикации.

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

Структура и объем работы.

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

Заключение диссертации по теме «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых», Иванова, Айгуль Раильевна

129 ' Выводы

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

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

130

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

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

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

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

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

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

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

2. Разработаны:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Иванова, Айгуль Раильевна, 2008 год

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

15. Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф., Сорокина В.А., Ярославцева JI.A. Особенности термометрии при выделении нефтяных пластов эксплуатирующихся при забойном давлении ниже давления насыщения.//Нефтяное хозяйство 1991. - №6 - С.33-36.

16. Валиуллин Р.А, Рябов Б.М., Рамазанов А.Ш., Игнатьев В.М., Поздеев Ж.А., Сокова К.И. Определение нефте- водопритоков по результатам термических исследований в процессе освоения и опробования скважин.// Нефтяное хозяйство -1990. №4. - С.21-25.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

86. Теслюк Е.В., Розенберг М.Д., Капырин Ю.В.,. Требин Г.Ф. О неизотермической фильтрации многофазного потока и об учете термодинамических эффектов при разработке нефтяных месторождений / Тр. ВНИИ. М.: Недра, 1965.- вып.42.- С.281-294.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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