WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


На правах рукописи

ФАРХУЛЛИН РИНАТ ГАЯЗОВИЧ

НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Бугульма - 2012

Работа выполнена в Нефтегазодобывающем управлении «Ямашнефть» ОАО «Татнефть» им. В.Д.Шашина

Научный консультант: доктор технических наук, профессор Хайруллин Мухамед Хильмиевич

Официальные оппоненты: КорженевскийАрнольдГеннадиевич доктор технических наук, профессор, Институт «ТатНИПИнефть», ведущий научный сотрудник отдела бурения Хисамутдинов Наиль Исмагзамович доктор технических наук, профессор, Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное объединение «Нефтегазтехнология», директор Овчинников Марат Николаевич доктор физико-математических наук, доцент, Казанский федеральный университет, заведующий кафедрой

Ведущая организация: Общество с ограниченной ответственностью «РН-УфаНИПИнефть»

Защита состоится 2012 года в часов на заседании диссертационного совета Д 222.018.01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть» по адресу:

423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Татарского научно- исследовательского и проектного института нефти.

Автореферат разослан « » 2012 г.

Ученый секретарь диссертационного совета И.В.Львова

Общая характеристика работы

Актуальность темы Многие месторождения Российской Федерации (РФ), в том числе и основные месторождения Республики Татарстан (РТ), находятся на поздней стадии разработки. Особенностью современной структуры запасов нефти месторождений РТ является значительная доля в них трудноизвлекаемых запасов. В этих условиях существенным резервом нефтедобычи в РТ являются мероприятия, направленные на ввод в активную разработку трудноизвлекаемых запасов (ТЗН) основных месторождений и месторождений склонов ЮжноТатарского свода.

По месторождениям РТ в пределах южного купола Татарского свода по особенностям тектонического строения кристаллического фундамента в обособленную структурную единицу выделяют район его широкого западного склона. Нефтяные месторождения западного склона Южно-Татарского свода (ЗС ЮТС) характеризуются целым рядом особенностей. Месторождения многозалежные. Залежи нефти по запасам относятся к категории мелких и средних. Свыше 70% запасов большинства залежей являются трудноизвлекаемыми. Нефти месторождений – высоковязкие (30-600 мПас и выше), с низким газосодержанием (2,5-20 м3/т), с высоким содержанием серы (1,5-5%), смол (15-32%), асфальтенов (5-8%). Пласты-коллекторы характеризуются высокой зональной и послойной неоднородностью, как в терригенных, так и в карбонатных отложениях. Вырабатываются со сравнительно низкими технико-экономическими показателями и нефтеотдачей.

Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов в значительной степени зависит от оперативного регулирования осуществляемой системы разработки на основе новых сведений о характеристиках объекта, особенностей выработки запасов.

Настоящая работа направлена на создание научно-методических и технологических основ термогидродинамических исследований скважин и пластов для оперативного контроля состояния и эффективности разработки объектов, содержащих ТЗН.

Цель работы Развитие термогидродинамических методов исследования скважин и пластов и использование их результатов для повышения полноты выработки трудноизвлекаемых запасов месторождений ЗС ЮТС.

Задачи исследования 1. Анализ геолого-физических факторов, влияющих на эффективность разработки месторождений ЗС ЮТС, и особенностей термогидродинамических методов исследований скважин и пластов.

2. Создание технологии проведения термогидродинамических исследований в горизонтальных (ГС) и многозабойных (МЗС) скважинах, основанной на использовании одновременных измерений давления и температуры автономными термометрами-манометрами, установленными на разных участках ствола скважины с учетом траектории ствола и геофизических исследований.

3. Создание методики интерпретации результатов гидродинамических исследований ГС и МЗС, полученных с использованием одновременных измерений давления на разных участках ствола скважины.

4. Проведение экспериментальных исследований для определения фильтрационных параметров межскважинных интервалов методом фильтрационных волн давления (ФВД) на нефтяных месторождениях ЗС ЮТС, содержащих трудноизвлекаемые запасы.

5. Проведение экспериментальных исследований для определения характеристик теплового поля нефтяных месторождений ЗС ЮТС, содержащих трудноизвлекаемые запасы.

6. Развитие методов определения давления на забое скважин с использованием звукометрических, поинтервальных барометрических и диэлькометрических исследований.

Методы решения поставленных задач и достоверность результатов Для решения поставленных задач применялись апробированные методы проведения научных исследований, включающие: анализ и обобщение результатов отечественного и зарубежного опыта; использование современных методов обработки экспериментальной информации.

Достоверность полученных результатов обеспечивается использованием апробированных математических моделей фильтрации, выбором корректных численных методов, сопоставлением решений полученных различными методами, проведением тестовых расчетов, согласием результатов с экспериментальными данными.

Научная новизна 1. Созданы научно-методические и технологические основы проведения термогидродинамических исследований в горизонтальных и многозабойных скважинах, основанные на использовании одновременных измерений давления и температуры автономными глубинными термометрами-манометрами, установленными на разных участках ствола скважины с учетом траектории ствола и геофизических исследований.

2. Разработана и апробирована новая методика интерпретации результатов гидродинамических исследований ГС на основе численных методов решения обратных задач, позволяющая оценивать горизонтальную и вертикальную проницаемости пласта. В отличие от графоаналитических методов этот подход не требует идентификации режимов потоков. Применение предложенной методики повышает точность и достоверность определяемых фильтрационных параметров.

3. Разработана и апробирована методика интерпретации кривых восстановления (падения) давления в ГС и МЗС на основе численных методов решения обратных задач, снятых одновременно несколькими манометрами, установленными на разных участках горизонтальной части ствола. Методика позволяет оценивать неоднородность фильтрационных параметров пласта по длине горизонтальной части ГС.

4. Разработана и апробирована методика интерпретации результатов нестационарных гидродинамических исследований вертикальных нефтяных скважин при нелинейно-упругом режиме фильтрации на основе численных методов решения обратных задач. Оценка зависимости фильтрационных параметров пласта от давления позволяет устанавливать оптимальные режимы эксплуатации скважин.

5. Разработана и апробирована методика интерпретации результатов гидродинамических исследований вертикальных скважин на нестационарных режимах фильтрации на основе численных методов решения обратных задач, позволяющая оценивать гидропроводности призабойной и удаленной зон.

Данный подход позволяет устанавливать: необходимость обработки призабойной зоны (ОПЗ), объем используемого реагента, эффективность ОПЗ.

6. Предложена новая методика определения коэффициента температуропроводности горных пород в условиях их естественного залегания.

На основе экспериментальных исследований определены характеристики теплового поля месторождений ЗС ЮТС. Определен коэффициент ДжоуляТомсона для нефти тульских отложений.

Основные защищаемые положения 1. Технология проведения термогидродинамических исследований в механизированных ГС и МЗС.

2. Методика интерпретации результатов гидродинамических исследований в механизированных ГС и МЗС по разработанной технологии.

3. Методика интерпретации гидродинамических исследований нефтяных коллекторов, вскрытых вертикальными скважинами на основе численных методов решения обратных задач 4. Результаты промысловых исследований методом ФВД залежей нефти месторождений ЗС ЮТС, содержащих трудноизвлекаемые запасы.

5. Результаты экспериментального определения характеристик теплового поля нефтяных месторождений ЗС ЮТС.

6. Способ определения давления на забое механизированных скважин месторождений ЗС ЮТС на основе звукометрических, поинтервальных барометрических и диэлькометрических измерений.

Практическая значимость и реализация результатов 1. Разработана и внедрена новая технология проведения термогидродинамических исследований в механизированных добывающих горизонтальных и многозабойных скважинах автономными комплексными контрольно-измерительными приборами (КИП). Она позволяет доставлять средства КИП на любой участок горизонтальной части ствола скважины, выводить скважину на установившийся режим работы без привлечения дополнительной спецтехники и оборудования.

2. На основе промысловых гидродинамических и термометрических исследований разработаны методики выделения неоднородных по проницаемости участков горизонтальной части ствола ГС и МЗС, определения работающих стволов МЗС, определения источника и места притока воды в ГС.

3. Разработана и апробирована методика интерпретации результатов гидродинамических исследований вертикальных скважин, вскрывших трещиновато-пористые коллекторы, на основе численных методов решения обратных задач. Она позволяет оценить коэффициент проницаемости трещин, параметр перетока, характерное время запаздывания, характерный линейный размер блоков матрицы.

4. На основе метода фильтрационных волн давления (ФВД) решены задачи:

по определению фильтрационных параметров межскважинных интервалов на месторождениях с ТЗН ЗС ЮТС (Ямашинское, Шегурчинское, Архангельское, Березовское, Беркет-Ключевское, Сиреневское, Ерсубайкинское месторождения); по определению источника обводнения добывающих скважин (Ерсубайкинское, Березовское месторождения), уточнения геологического строения залежей нефти (Шегурчинское, Ерсубайкинское, Сиреневское месторождения); по принятию обоснованных решений при проектировании мероприятий по регулированию и совершенствованию принятой системы разработки (Беркет-Ключевское месторождение); по выбору методов увеличения нефтеизвлечения (Беркет-Ключевское месторождение). Показана возможность использования механизированной скважины в качестве возмущающей.

5. На основе экспериментальных исследований определены характеристики теплового поля нефтяных месторождений ЗС ЮТС: температура и глубина нейтрального слоя, значения температуры на кровле основных эксплуатационных объектов, величины амплитуд и градиентов температурных аномалий, приуроченных к продуктивным верейско-башкирским и тульскобобриковским отложениям. Определен коэффициент Джоуля-Томсона для нефти тульских отложений, что позволяет определять величину пластового давления (при известном забойном) по результатам температурных исследований без остановки скважины. Предложена методика определения коэффициента температуропроводности горных пород в естественных условиях их залегания.

6. Результаты геолого-промысловых, лабораторных, промыслогидродинамических исследований, характеризующих залежи нефти месторождений ЗС ЮТС использованы при составлении технологических схем и дополнений к ним.

7. Разработаны инструкции и руководящие документы по исследованию скважин:

исследование пластов методом температурных волн (1981г); расчет пластовых (забойных) давлений по определенным эхометрированием уровням в механизированных скважинах (1983г); инструкция по динамографированию насосных добывающих скважин (1984г); инструкция по исследованию насосных скважин волнометрированием (1986г); положение о периодичности производства гидродинамических исследований (1998г); оптимальный комплекс и периодичность гидродинамических методов контроля за разработкой месторождений ОАО «Татнефть» (2004г); инструкция по использованию прибора «Резонанс–М» при эхометрировании насосных скважин (2006г).

8. Разработаны и апробированы вычислительные программы: перерасчета значений уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины на давление, (программы «Level», «Jamashi»); диагностики и расчета характеристик глубинно–насосного оборудования по динамографированию (программа «Dinamo»).

9. Материалы диссертационной работы используются в учебном процессе в Альметьевском государственном нефтяном институте, Казанском государственном техническом университете. Они были использованы при составлении учебных пособий по исследованию скважин методом динамографирования (2005г), гидропрослушивания (2007г), по контролю процесса разработки нефтегазовых месторождений (2009г).

10. Создан и внедрен контрольно-измерительный комплекс «Резонанс» в ОАО «Татнефть», «Сургутнефтегаз», позволяющий измерять скорость звуковой волны в газовой среде межтрубного пространства механизированных скважин.

Работа «Выработка трещиновато-пористого коллектора нестационарным дренированием» удостоена Фирменной премии ОАО «Татнефть» (1998г).

Работа «Исследование скважин сложной архитектуры» удостоена гранта ИВФ АН РТ (2008г).

Результаты исследований, полученные автором, применяются исследовательскими службами ОАО «Татнефть» и ООО «ТНГ-Групп».

Апробация работы Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на заседаниях технико-экономического совета ОАО «Татнефть», а также на российских и международных семинарах, выставках, конференциях и симпозиумах:

- XIII научно-техническом семинаре «Гидродинамические методы исследований и контроля процессов разработки нефтяных месторождений» (Полтава, 1976г);

- научно-техническом семинаре «Новая техника промысловых исследований скважин» (Казань, 1977г);

- научно-технической конференции «Проблемы совершенствования разработки нефтяных месторождений Татарии» (Альметьевск, 1983г);

- научно-технической конференции «Геология и разработка нефтяных месторождений» (Альметьевск, 1993г);

- международной конференции «Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов» (Казань, 1994г);

- научно-практической конференции «Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий» (Бугульма, 1997г);

- научно-практической конференции «Опыт разведки и разработки Ромашкинского и других крупных нефтяных месторождений Волго-Камского региона» (Лениногорск, 1998г);

- семинаре-дискуссии «Горизонтальные скважины: бурение, эксплуатация, исследование» (Актюба, 1999г);

- научно-практической конференции VII Международной выставки «Нефть и газ – 2000» (Казань, 2000г);

- научно-практической конференции «Геология и проблемы разработки месторождений углеводородов» (Уфа, 2001г);

- научно-практической конференции, посвященной 10-летию АН РТ «Актуальные задачи выявления и реализации потенциальных возможностей горизонтальных технологий нефтеизвлечения» (Казань, 2002г);

- VIII Четаевской Международной конференции (Казань, 2002г);

- XII Европейском симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов» (Казань, 2003г);

- межрегиональной научно-практической конференции «Перспективы и эффективность разработки залежей нефти в карбонатных и слабопроницаемых коллекторах» (Альметьевск, 2003г);

- международной научно-практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки» (Казань, 2007г);

- научно-практической конференции, посвященной 60-летию образования ОАО «Татнефть» (Альметьевск, 2010).

Научные публикации и личный вклад автора Автору принадлежат: создание технологии проведения термогидродинамических исследований в скважинах сложной архитектуры, создание контрольно-измерительного комплекса для измерения скорости упругой волны в газовой среде межтрубного пространства механизированных скважин, проведение промысловых экспериментов, постановки задач термогидродинамических исследований скважин и пластов, анализ и обобщение результатов интерпретации экспериментальных работ, экспериментальное исследование теплового поля месторождений ЗС ЮТС.

По результатам представленных в работе исследований опубликована научная работа, в том числе 7 монографий, 19 печатных работ в изданиях, рекомендуемых ВАК Министерства образования и науки РФ. Получено авторских свидетельств, патентов и свидетельств на полезную модель.

Выпущено 7 руководящих документов, 3 учебных пособия.

Структура и объем работы Работа состоит из введения, 5 глав, заключения, списка литературы.

Работа содержит 290 страниц машинописного текста, 150 рисунков, 58 таблиц, 320 библиографических ссылок.

Содержание работы Во введении обосновывается актуальность темы диссертации, формулируются цели и задачи исследования, раскрывается научная новизна и практическая ценность, кратко излагается основное содержание работы.

В первой главе показано, что в условиях вступления крупных месторождений нефти РТ в позднюю стадию разработки принципиально важным для развития нефтяной промышленности республики является ввод в разработку небольших по запасам экономически малоэффективных месторождений. Значительная часть таких месторождений расположена на ЗС ЮТС.

Изучению стратиграфии, литологии, тектоники, нефтеносности, гидрогеологии, техники и технологии разработки малоэффективных месторождений РТ посвящены работы Абдуллина Н.Г., Абдулмазитова Р.Г., Амирханова И.М., Войтовича Е.Д., Долженкова В.Н., Губайдуллина А.А., Ибатуллина Р.Р., Кинзикеева А.Р., Ларочкиной И.А., Максимова С.П., Муслимова Р.Х., Сулейманова Э.И., Троепольского В.И., Тронова В.П., Успенской Н.Ю., Фазлыева Р.Т., Хайретдинова Н.Ш., Хисамова Р.С., Юсупова И.Г. и других.

Оценка эффективности систем разработки, регулирование и проектирование мероприятий по их совершенствованию проводится на основе результатов геолого-промысловых, лабораторных, гидродинамических и геофизических исследований пластов и скважин. Гидродинамические методы исследования рассматривались в работах Алиева З.С., Баренблатта Г.И., Басниева К.С., Бузинова С.Н., Иктисанова В.А., Корженевского А.Г., Коротаева Ю.П., Молоковича Ю.М., Николаевского В.Н.,Овчинникова М.Н., Умрихина И.Д., Черныха В.А., Щелкачева В.Н., Хайруллина М.Х., Babu D.К., Good Р.А., Kuchuk F., Miller С.С. и других.

Информационная база об объекте с ТЗН месторождений ЗС ЮТС часто оказывается недостаточной для принятия обоснованных решений по его разработке, поскольку проведение и обработка результатов термогидродинамических исследований сопряжены со значительными трудностями методологического, технологического и технического характера.

К ним относятся: механизированность фонда добывающих скважин, затрудняющая доставку глубинных измерительных приборов на забои скважин;

низкие дебиты, приводящие к малой информативности дебитометрических исследований; термодинамические процессы (калориметрический, дроссельный, адиабатический эффекты), сопровождающиеся небольшими изменениями температуры (десятые-сотые доли градуса); малые амплитуды отклика на возмущение по давлению при исследованиях методом гидропрослушивания, лежащие в пределах 0,001-0,01 МПа; большая продолжительность гидродинамических исследований (сотни часов);

разбросанность наблюдаемых данных, затрудняющая использование классических методов интерпретации кривых восстановления уровней.

В главе обобщен материал многолетних геолого-промысловых, лабораторных, промыслово-гидродинамических исследований, полученный автором, при контроле разработки месторождений ЗС ЮТС. Результаты этих исследований характеризуют коллекторские свойства продуктивных отложений, физико-химические свойства нефти и подземных вод, содержание микроэлементов в подземных водах и нефти, реологические параметры нефти, зависимость вязкости нефти от обводненности при различных температурах.

Определена температура кристаллизации нефти парафином, приведены результаты сезонных наблюдений за изменением температуры воды на устье нагнетательных скважин и на выходе узлов предварительной подготовки нефти, изучен состав газа межтрубного пространства механизированных скважин. Полученные результаты использованы при составлении технологических схем разработки и дополнений к ним ряда месторождений ЗС ЮТС.

Проведенные исследования показывают, что малоэффективные месторождения западного склона характеризуются целым рядом особенностей (превалирующая доля трудноизвлекаемых запасов, большая послойная и зональная неоднородность пластов-коллекторов, низкая продуктивность скважин), в силу которых они при применении традиционных методов разработки вырабатываются с низкими технико-экономическими показателями и нефтеотдачей.

Перечисленные особенности требуют создания новых технологий проведения промысловых исследований пластов, содержащих ТЗН, методов интерпретации результатов исследований и анализа технических характеристик наиболее распространенных современных контрольно-измерительных средств.

Проведен анализ технических характеристик наиболее распространенных современных контрольно-измерительных средств, применяемых при контроле состояния разработки объекта.

Вторая глава посвящена определению давления на забое механизированной скважины на основе звукометрического метода.

Основной объем гидродинамических исследований на месторождениях РФ выполняется с применением звукометрического метода. В частности, в ОАО «Татнефть» ежегодно проводится свыше 200 тысяч звукометрических измерений.

В условиях механизированной эксплуатации скважин давление Рзаб на глубине кровли пласта Нкр определяется как Рзаб Нкр Vзв t.

1Современные уровнемеры позволяют измерять время t прохождения звуковой волны до уровня жидкости с достаточно высокой точностью (до 10-3 с). В приведенном выражении две неизвестные величины: скорость звуковой волны Vзв и плотность жидкости .

Определению скорости звуковой волны в газе межтрубного пространства механизированных скважин посвящены работы Батырова Х.М., Еникеева Р.М., Гауса П.О., Исаковича Р.Я., Репина Н.Н., Сныткина В.В., Федорова В.Н., Яковлева В.П. и других. В этих работах предлагается применять различные графические зависимости Vзв от величины межтрубного давления, полученные экспериментальным путем (с помощью, например, репера).

Скорость распространения звуковой волны в реальных газах является функцией давления, температуры и плотности газа, которая в свою очередь зависит от его компонентного состава.

Изучен состав газа межтрубного пространства механизированных скважин (свыше 100) месторождений ЗС ЮТС. Установлено, что компонентный состав газа во всех скважинах одинаков. Плотность газа в каждой скважине индивидуальна и изменяется от 1,1 до 1,4 кг/м3. Плотность газа в межтрубном пространстве скважины зависит от термобарических условий в стволе и на приеме насоса.

В работе проанализированы известные методы определения скорости звука в газе межтрубного пространства механизированных скважин:

аналитический, резонансный, локации муфт.

Из аналитических методов определения скорости упругой (звуковой) волны, основанных на решении термодинамических уравнений состояния реального газа, наиболее распространена методика Thomas L.K. На основе этой методики построены зависимости скорости звука в широком диапазоне давлений и температур для относительных плотностей газа от 0,6 до 1,0 (рис.1).

Проведено сравнение скорости звука, полученной по методике Thomas L.K с методиками, применяемыми в ОАО «Татнефть». Отличие составляет 13%.

Аналитические методы имеют высокую точность, но требуют отбора и анализа газа.

Суть резонансного метода заключается в измерении характеристик волн, возбуждаемых в замкнутом объеме. Труба известной длины L заполняется газом межтрубного пространства и в ней возбуждается стоячая волна с частотой f. Далее измеряется частота стоячей волны, а скорость звука рассчитывается как Vзв = 2L·f/n, где n – номер стоячей волны. Этот метод реализован в устройстве «Резонанс». Погрешность определения скорости звуковой волны устройством «Резонанс» по отношению к аналитическому методу не превышает 2%. Сопоставление данных измерений скорости звука устройствами «Резонанс» и «Сиам-М» показало, что эти приборы дают близкие результаты. Устройство «Резонанс» внедрено в исследовательских подразделениях ОАО «Татнефть» и «Сургутнефтегаз».

Для определения плотности жидкости в стволе скважины были проведены поинтервальные измерения давления в комплексе с диэлькометрическим влагомером через межтрубное пространство в механизированных добывающих скважинах месторождений ЗС ЮТС.

Влагограмма, снятая в действующей механизированной скважине эксплуатирующей отложения среднего или нижнего карбона ЗС ЮТС, представляет собой наклонную кривую, имеющую две четко выраженные ступеньки. Первая соответствует динамическому или статическому уровню жидкости, т.е. газонефтеразделу (ГНР), вторая - нефтеводоразделу (НВР). На основе обработки результатов глубинных измерений получены средние значения плотности жидкости для интервалов «уровень-прием насоса», «прием насоса-кровля пласта» добывающих механизированных скважин в зависимости от дебита и обводненности продукции. Полученные результаты были использованы при составлении действующих в ОАО «Татнефть» инструкций по исследованию механизированных скважин.

Рисунок 1 - Зависимость скорости звука от давления и температуры для относительной плотности газа, равной 0.95, для отложений: (а) АС4 (ОАО «Сургутнефтегаз»), (б) турнейских, (в) верейских (ОАО «Татнефть») Таким образом, разработана технология, повышающая точность определения давления на забое механизированных скважин на основе звукометрических, поинтервальных барометрических и диэлькометрических измерений.

Третья глава посвящена определению фильтрационных характеристик эксплуатационных объектов месторождений ЗС ЮТС, вскрытых вертикальными (ВС) скважинами. Задачи, связанные с интерпретацией результатов гидродинамических исследований скважин принадлежат к классу обратных задач подземной гидромеханики. Отличительной чертой этих задач является то, что дополнительная информация определяется возможностями промыслового эксперимента.

Основной объем гидродинамических исследований на месторождениях с ТЗН ЗС ЮТС выполняется с применением звукометрических исследований.

Кривые восстановления уровня (КВУ) скважин, дренирующих как терригенные, так и карбонатные отложения залежей, имеют пилообразный характер и, как правило, недовосстановлены. Следует отметить, что на характер кривой восстановления (падения) давления влияют также ряд факторов, в том числе: продолжение притока флюида к забою скважины после ее остановки;

наличие зон с ухудшенной и улучшенной проницаемостью в непосредственной близости вокруг скважины; неоднородность коллектора; зависимость проницаемости от давления. Перечисленные факторы затрудняют интерпретацию кривых восстановления давления графоаналитическими методами. В этой главе эти задачи решаются на основе численных методов решения обратных задач.

В качестве решения обратной задачи берется функция проницаемости, доставляющая минимум среднеквадратичному отклонению Z между наблюдаемыми Н (tj) и вычисленными В (tj) значениями забойного давления m H Z ) PB (t ))2, (P (t j j jгде m – количество измерений.

С использованием этого подхода решены следующие задачи.

1. Упругий режим фильтрации.

Результаты интерпретации кривой восстановления давления скв.9288а методом итерационной регуляризации приводятся в табл.1 и на рис.2. Для сравнения в табл.1 приводятся оценки коэффициента гидропроводности, полученные методами касательной, Щелкачева-Кундина, а также оценка коэффициента гидропроводности и значение пластового давления – по методу Хорнера. Оценки, полученные предложенным методом и графоаналитическими методами, хорошо согласуются (табл.1).

Таблица 1 - Результаты интерпретации КВД скв.9288а Параметры Графоаналитические методы Метод итерационной Метод Метод Метод регуляризации касательной Хорнера Щелкачева-Кундина Гидропроводность, 0,0129 0,018 0,0156 0,01мкм2м/мПасек Давление пласт., ___ 13,58 ___ 13,МПа 9.p (МПа) 8.7.6.ln t 5.4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.Рисунок 2 - КВД скв. 9288а - реальная, + - вычисленная кривая 2. Оценка состояния призабойной зоны.

Одна из основных задач контроля разработки – оценка состояния призабойной зоны. Графоаналитические методы не позволяют получать количественную оценку скин-эффекта. Для решения этой задачи была использована модель кругового неоднородного пласта.

Исследование скв.520 (Сиреневское месторождение РТ) проводилось после обработки призабойной зоны кубовым остатком бутиловых спиртов. Из оценок гидропроводностей призабойной и удаленной зон (табл. 2) следует, что призабойная зона не загрязнена, скин – эффект отрицателен.

Таблица 2 - Результаты интерпретации КВД скв.5Гидропроводность, мкм2 м/ (мПа с) 0,031Упругоемкость, 10-4 МПа-1 5,Пластовое давление, МПа 8,8Продуктивность, 10-5 м3/(с МПа) 2,Радиус призабойной зоны, м 1,Гидропроводность призабойной зоны, мкм2 м/ (мПа с) 0,039Гидропроводность удаленной зоны, мкм2 м/ (мПа с) 0,030Скин - эффект -0,Данный подход позволяет определять фильтрационные свойства призабойной и удаленной зон, т.е. устанавливать необходимость проведения обработки призабойной зоны и оценить ее эффективность.

3. Нелинейно-упругий режим фильтрации.

Исследованию фильтрации в нефтегазовых пластах, проницаемость которых зависит от давления, обусловлено возрастанием глубин и усложнением термобарических условий залегания нефтегазоносных пластов.

Экспериментальные исследования по определению зависимости коэффициента проницаемости пласта от давления показали, что она, как правило, хорошо аппроксимируется монотонными и выпуклыми функциями. Использование этой априорной информации позволяет находить искомое решение методами регуляризации.

Результаты расчетов по КВД скв.9288а приводятся на рис.3. Расчетная зависимость гидропроводности p согласуется с результатами, приведенными в табл. 1.

0.01, мкм2 м/мПа с 0.010.010.010.01p, МПа 0.010.0 1.0 2.0 3.0 4.Рисунок 3 - Зависимость гидропроводности от депрессии (скв. 9288а) Из расчетов следует, что с увеличением перепада давления, происходит ухудшение фильтрационных свойств пласта. Значение гидропроводности в окрестности скважины при депрессии 3 МПа изменяется на 10% (рис. 3). Таким образом, по результатам гидродинамических исследований скважин можно судить о характере изменения фильтрационных параметров пласта в зависимости от режимов эксплуатации скважин.

4. Фильтрация жидкости в трещиновато–пористых средах.

Среди неоднородных пористых сред значительное место занимают трещиновато – пористые и кавернозные породы, в которых неоднородности (трещины, каверны, малопроницаемые включения) распределены по объему достаточно равномерно и часто. Такие породы формализуются в виде среды с двойной пористостью.

Математическая модель фильтрации в трещиновато-пористых средах была разработана Г.И. Баренблаттом, Ю.П. Желтовым, И.Н. Кочиной. Из анализа размерностей для перетока жидкости между трещинами и блоками было получено выражение:

q p2 p1, где p1, p2 - соответственно давление в трещинах и блоках, - плотность жидкости; - вязкость жидкости; - безразмерный коэффициент, характеризующий интенсивность обмена жидкостью блоков и трещин.

Величина зависит от проницаемости блоков k2 и степени развитости трещиноватости породы.

Скв.13082 (Шегурчинское месторождение РТ) вскрыла отложения турнейского яруса и эксплуатируется механизированным способом. Результаты гидродинамических исследований приведены на рис.4.

Рисунок 4 - Результаты ГДИ скв.130Из результатов интерпретации кривых восстановления давлении (табл. 3, рис. 5) следует, что с уменьшением перепада давления на 2,8 МПа (рис. 4) проницаемость трещин увеличилась на 43%.

Таблица 3 - Оценки фильтрационных параметров скв.130 Характ.

Проницаем Давление Время Продолжительность размер блоков ость, пласт., 1017 зап., замеров при k2 =10-6, мкм2 МПа ч.

м 02.08 – 19.08.2004 0,155 8,58 3,1 67,3 0,27.08 – 13.09.2004 0,272 8,76 3,7 55,9 0,Р (МПа) ln t 5 10 Рисунок 5 - КВД - I. скв. 130 – наблюдаемая, + – вычисленная кривая Далее в этой главе приведены результаты гидродинамических исследований скважин месторождений с ТЗН ЗС ЮТС методом фильтрационных волн давления (ФВД).

Установлены: амплитуда, период, количество периодов возмущающего сигнала, которые необходимо создавать при определении фильтрационных параметров межскважинных интервалов, как в терригенных отложениях, так и в карбонатных.

На основе метода фильтрационных волн давления решены задачи: по определению фильтрационных параметров межскважинных интервалов месторождений с ТЗН ЗС ЮТС (Ямашинское, Шегурчинское, Архангельское, Березовское, Беркет-Ключевское (табл.4, рис.6,7), Сиреневское, Ерсубайкинское месторождения); по определению источника обводнения до- 1419419141914145.1931435Г пз 193141919141434Г 1434 19147.141419191483Г 3.1919R=450м 2.R=400м 8.1919R=385м 1919R=600м 19194.6 R=360м 51 3.193.4.19R=420м 1.3/4.42.3Рисунок 6 - Карта разработки южной части Беркет – Ключевского месторождения (бобриковский горизонт) Таблица 4 - Гидродинамические параметры межскважинных интервалов Межскважинный Амплитуда Сдвиг Коэффициент Коэффициент интервал первой фаз, гидропроводности, пьезопроводности, гармоники, рад м2/с мкм2 м МПа мПа с 1951-1952 0,0018 2,99 3,80 0,471949 0,0006 3,19 9,10 0,40 1934 сигнал возмущения не выделен 1932-1930 0,0016 4,49 0,78 0,361933 0,004 2,44 3,49 0,5619сигнал возмущения не выделен бывающих скважин (Ерсубайкинское, Березовское месторождения); по уточнению геологического строения залежей нефти (Шегурчинское, Ерсубайкинское, Сиреневское месторождения); по принятию обоснованных Рисунок 7 - Результаты исследования методом ФВД интервалов между скважинами 1951-1952, 1951-1934, 1951-19решений при проектировании мероприятий по регулированию и совершенствованию принятой системы разработки (Беркет-Ключевское месторождение); по выбору методов увеличения нефтеизвлечения (Беркет Ключевское месторождение). Показано использование механизированной добывающей скважины в качестве возмущающей.

Предложенные методики позволяют оценить гидропроводность призабойной и удаленной зон скважин, зависимость гидропроводности от давления, проницаемость трещин, фильтрационные параметры межскважинных интервалов.

Четвертая глава. Одним из эффективных путей вовлечения ТЗН в разработку является внедрение горизонтальных технологий. Одной из проблем связанных с применением горизонтальных технологий, является проведение термогидродинамических исследований скважин. Данная глава посвящена созданию научно-методических и технологических основ проведения термогидродинамических исследований в ГС и МЗС.

Проведение термогидродинамических исследований (ТГДИ) в горизонтальных и многозабойных скважинах наталкивается на значительные технические трудности, связанные с доставкой контрольно-измерительной аппаратуры в горизонтальную часть ствола, отсутствием специально разработанных для этих целей контрольно-измерительных комплексов, а также несовершенством методов обработки результатов термогидродинамических исследований.

В главе проанализированы, разработанные в РФ и за рубежом, технологии доставки контрольно-измерительных комплексов в горизонтальную часть ствола ГС. Эти технологии не отвечают требованиям проведения в ГС термогидродинамических исследований вследствие:

- предназначенности их для решения вопросов геофизического информационного обеспечения в процессе строительства ГС;

- необходимости привлечения специальной техники для вывода скважин на установившийся режим работы (цементировочные агрегаты, компрессоры и т.п.);

- недостаточности осевой жесткости кабеля ЖГК при высокой извилистости ствола ГС.

Для проведения ТГДИ непосредственно в горизонтальной части ствола ГС и МЗС создана технология, по которой при подземном ремонте под насос спускается хвостовик из стандартных насосно-компрессорных труб (НКТ) (рис.8). Элементами хвостовика являются контейнеры – отрезки НКТ того же диаметра, в которые помещаются автономные манометры-термометры. На различных участках контейнера выполнены щелевые отверстия. Места расположения контейнеров с приборами по длине горизонтальной части ствола и их количество выбираются с учетом данных геофизических исследований скважины. Подъем хвостовика и приборов производится при последующем подземном ремонте после окончания запланированного цикла исследований, обусловленного видом решаемой задачи и энергетическими ресурсами глубинных приборов. Технология позволяет создавать условия, отвечающие требованиям проведения термогидродинамических исследований в механизированных добывающих ГС и МЗС, изменять технологический режим их эксплуатации без привлечения дополнительной спецтехники и оборудования для возбуждения или вывода их на установившийся режим дренирования. С применением этой технологии исследовано ряд горизонтальных и многозабойных скважин.

3 Рисунок 8 - Горизонтальная часть скважины. 1–насос; 2–фильтр;

3–НКТ; 4-контейнеры Интерпретация результатов гидродинамических исследований проводится на основе теории некорректных задач. Для решения этой задачи минимизируется среднеквадратичное отклонение ni r Pi Н (tj ) Pi В(tj ), i1 jгде Pi Н (tj), Pi В(tj ) – наблюдаемые и вычисленные значения забойных давлений на i-ом приборе в момент времени tj, соответственно; r – количество приборов;

ni – количество замеров значений давления i - м прибором, когда процесс фильтрации описывается уравнением упругого режима.

1. Интерпретация кривых восстановления (падения) давления, снятых в горизонтальных скважинах.

Исследование ГС 13473 (кривая восстановления давления). Результаты расчетов по модели анизотропного пласта приведены на рис.9. Для однородного пласта – k/=5,49510-4 мкм2/мПа·с.

8.p, МПа 7.6.kxx/=kyy/=0,9110-3 мкм2/мПас, kzz/=0,2710-6 мкм2/мПас 5.4.t, мин 3.0.00 4000.00 8000.00 12000. - реальная кривая, о - вычисленная кривая.

Рисунок 9 - Кривая восстановления давления ГС 134Исследование ГС 1947 (кривая откачки).

3.p, МПа 3.kxx/=kyy/=1,1710-3 мкм2/мПас kzz/=1,8010-3 мкм2/мПас 3.3.3.t, мин 2.0.00 10000.00 20000.00 30000.00 40000.о- реальная кривая, - вычисленная кривая.

Рисунок 10 - Кривая падения давления ГС 19Результаты расчетов по модели анизотропного пласта приведены на рис.10. Для однородного пласта - k/=1,15610-3 мкм2/мПа·с.

2. Интерпретация кривых восстановления (падения) давления, снятых одновременно несколькими манометрами. Приборы установлены на разных участках в горизонтальной части ствола. Пласт зонально-неоднородный.

В ГС 1947 были проведены исследования четырьмя автономными манометрами-термометрами, установленными в горизонтальной части ствола скважины. На рис. 11 показаны траектория ствола и места расположения приборов. На рис.12 приводится схема неоднородного пласта.

Пр.-8Пр.Пр.-9Пр.-9-9I III II IV -90 50 100 150 200 250 3L, м Рисунок 11 - Траектория ГС 19Пр.1 Пр.2 Пр.3 Пр.(10 м) (40 м) (230 м) (300 м) l1=130 м l2=100 м l3=160 м l4=120 м I II III IV Рисунок 12 - Схема неоднородного пласта и расположения приборов в ГС 19Результаты расчетов представлены на рис. 13 и в табл. 5. Расчеты проводились для двух вариантов. В первом варианте считалось, что скважина расположена в центре пласта, параллельно кровле и подошве. Во втором варианте расчеты проводились с учетом профиля ГС. Оценка пластового давления составила для первого варианта 3.44 МПа, для второго варианта 3.МПа.

Таблица 5 - Оценка фильтрационных свойств пласта, вскрытого ГС 19№№ I зона II зона III зона IV зона вариантов k/ (мкм2/мПа·с) k/ (мкм2/мПа·с) k/ (мкм2/мПа·с) k/ (мкм2/мПа·с) 1 3,07 10-4 2,74 10-3 2,55 10-3 7,15 10-2 3,32 10-4 3,86 10-3 2,39 10-3 7,30 10- отметка), м H (абсолютная Из результатов расчетов следует, что зоны II и III имеют более высокие фильтрационные характеристики. Этот результат согласуется с тем фактом, что в зонах расположения приборов №2 и №3 было зафиксировано повышение температуры на 0,200С и 0,330С, соответственно.

3.2.P, МПа P, МПа 3.2.3.2.3.2.t, сут t, сут 2.90 3.0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.а) б) 3.3.P, МПа P, МПа 3.04 3.3.02 3.3.00 3.t, сут t, сут 2.98 3.0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.в) г) Рисунок 13 - Результаты интерпретации КВД с учетом профиля ГС 19а) прибор 1, б) прибор 2, в) прибор 3, г) прибор 4.

о - реальная КВД, - вычисленная КВД Это свидетельствует о наличии более интенсивного притока флюида из пласта в указанных зонах.

3. Гидродинамические исследования горизонтальных скважин, вскрывших слоистые пласты.

Предлагается методика на основе теории некорректных задач для оценки фильтрационных параметров слоистого пласта, вскрытого ГС, по результатам нестационарных гидродинамических исследований. В качестве исходной информации используются кривые восстановления давления, снятые одновременно несколькими манометрами, установленными в горизонтальной части ствола ГС в разных пропластках.

Горизонтальная скважина, вскрывающая слоистый пласт, аппроксимируется последовательностью сегментов (рис.14).

Sc Si Рисунок 14 - Модель ГС, вскрывшей слоистый пласт Исследование ГС 13473 (рис.15,16,17). В качестве исходной информации были использованы КВД, снятые приборами №112 и 120, расположенными в разных пропластках (bsh2 и bsh1).

Р,МПа Пр.№112-(0) -645 Пр.№80-(-2) -6Пр.№119-(-8) -6Пр.№120-(-12) Пр.№1-6Пр.№1Пр.№Пр.№1-6-6-60 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 L(удлинение),м 0 200 400 600 800 1000 12t,ч ч Рисунок 15 - Траектория ГС 13473 Рисунок 16 - Динамика изменения давления в ГС 13473. Показания приборов (для наглядности) сдвинуты по оси давления на 0.2, 0.8, 1.2 МПа, соответственно Н(абсолютная отметка),м р (МПа) t (сут) 0 4 8 Рисунок 17- КВД ГС 134 – Пр. № 112 (bsh1), – пр. №120 (bsh2).

2.98 3.p, МПа p, МПа 2.96 3.2.94 3.2.3.t, сут t, сут 2.2.0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1. а) б) Рисунок 18 - Результаты интерпретации КВД ГС 13473 по приборам а) прибор № 120, б) прибор № 1o-реальная КВД, -вычисленная КВД.

Были получены следующие результаты:

k k =1,5710-4 мкм2/(мПа с), =0,5310-4 мкм2/(мПа с).

bsh1 bshПредложенная методика позволяет оценить фильтрационные свойства пласта по толщине. Полученные оценки фильтрационных параметров пропластков согласуются с результатами интерпретации материалов геофизических исследований соседних вертикальных скважин.

4. Исследование многозабойной скважины 8249Г.

Многозабойная скважина 8249Г (рис.19) вскрыла кизеловские отложения турнейского яруса. Дебит скважины 10,2 м3/сут. Четыре автономных манометра-термометра установлены над разветвлениями стволов. Из результатов термометрических исследований следует, что наиболее интенсивно жидкость притекает из первых двух стволов.

Рисунок 19 - Траектория МЗС 8249Г Результаты интерпретации КВД МЗС 8249Г представлены на рис.20.

Рисунок 20 - Результаты исследования МЗС 8249Г - наблюдаемая, - вычисленная КВД Оценка коэффициента проницаемости для однородного пласта составила 0.011 мкм2, упругоемкости – 0.6 10-4 МПа-1; коэффициент влияния ствола скважины 0.7 м3/ МПа.

Предложенные технологии и методики интерпретации результатов исследований ГС и МЗС позволяют оценить горизонтальную и вертикальную проницаемость пласта, неоднородность фильтрационных параметров пласта по длине горизонтальной части ГС.

Пятая глава посвящена экспериментальному изучению теплового поля нефтяных месторождений ЗС ЮТС.

Эксплуатация месторождений нефти и газа в режиме, как естественного истощения, так и выработка продуктивных горизонтов с использованием методов интенсификации добычи вносит существенное изменение в геотемпературные поля.

В теоретическом аспекте вопросы теплового режима месторождений нефти и газа нашли отражение в работах Авдонина А.А., Лапука Б.Б., Малофеева Г.Е., Пудовкина М.А., Рубинштейна Л.И., Теслюка Е.В., Чарного И.А., Чекалюка Э.Б., Lauwerer H.A., Ramey H.J. и других. Возможность широкого использования термометрии как метода исследования термодинамических процессов, происходящих в недрах месторождений нефти и газа, показана в работах Дахнова В.А., Дьконова Д.И., Непримерова Н.Н., Мехтиева Ш.Т. и других.

До последнего времени температурные исследования на месторождениях ЗС ЮТС были направлены, главным образом, на решение технических задач нефтепромысловой практики. Изучению температурного режима нефтегазовых месторождений и использованию термометрии для контроля над эксплуатационным объектом уделяется недостаточное внимание. В результате до настоящего времени отсутствуют точные представления о термодинамическом состоянии продуктивных пластов, как до начала эксплуатации месторождений нефти и газа, так и на различных стадиях их разработки.

Геотермограммы изучаемого района представляют собой ломанные кривые. Наибольшими градиентами на геотермограммах выделяются отложения в верхнепермских – 0,052С/м, в каширско-верейских – 0,027С/м, в тульско-бобриковских – 0,030С/м. Доманиковые, саргаевские и кыновские отложения вместе взятые дают аномалию с амплитудой до 3,65С и имеют градиент от 0,027 до 0,043С/м.

Температурная аномалия в верхнепермских отложениях до 0,052С/м зарегистрирована на Тавельском (скв.238), Азево-Салаушском (скв.221), Поповском (скв.511), Тлянчи-Тамакском (скв.513), Уратьминском (скв.738), Аксаринском (скв.28) месторождениях. Наиболее вероятной причиной аномалии может быть локальное тепловое поле, создаваемое битуминозными отложениями.

Температурная аномалия в верхнепермских отложениях недостаточно изучена. Это связано с низким уровнем жидкости в стволах скважин, в которых проводились геотермические исследования. Исследованиями, проведенными в наблюдательной скважине (скв.7221, Ямашинское месторождение) установлены температура и глубина нейтрального слоя, составившие 6,62С и 18м, соответственно (рис. 21).

По характеру строения температурной аномалии в интервале каширсковерейских отложений скважины можно подразделить на несколько групп.

К первой группе отнесены скв.197, 238, 1936, 402, в которых нижняя часть каширских (от 1/3 до 1/2 толщины) и верейские отложения объединяются общим градиентом – в пределах 0,016 - 0,028 оС/м. Во всех Рисунок 21 - Геотермограмма скв. 7221 Ямашинского месторождения скважинах этой группы верейские отложения четко отделяются от башкирских изломом геотермограммы. В башкирском ярусе величина градиента изменяется от 0,010 до 0,020 оС/м. Башкирский ярус не всегда отделяется от серпуховского, в котором геотермический градиент равен 0,010 - 0,012 оС/м.

Ко второй группе можно отнести скв. 518, 537, 56, 151, в которых каширский горизонт (градиент от 0,016 до 0,018 оС/м) отделяется от верейского (градиент от 0,024 до 0,030 оС/м;). Башкирский ярус, имеющий градиент от о 0,016 до 0,020 С/м, также отделяется от верейского. Как и в первом случае, подошву башкирских отложений не всегда удается отбить. Градиент в ниже лежащих отложениях находится в пределах 0,011 – 0,012 оС/м.

Встречается строение аномальной зоны (скв. 139), когда общим градиентом величиной 0,028 оС/м объединяются нижняя часть каширских, вся толщина верейских и башкирских отложений. Подошва башкирского яруса отмечается изломом геотермограммы с градиентом 0,011оС/м в нижележащих отложениях. Хотя разрезы среднего карбона скважин имеют практически одинаковое литологическое строение, величины их температурных градиентов изменяются в достаточно широких пределах. Совместное рассмотрение данных геотермических исследований, геофизических и геологических материалов позволяет сделать вывод о том, что повышенные значения температурного градиента могут быть связаны с местным источником тепла - нефтью.

В рассматриваемой зоне температурная аномалия в скв. 402 имеет градиент 0,016 оС/м, а в скв. 1936 – 0,022 оС/м. По геологическим данным, в разрезе указанных скважин нефтеносность не отмечена.

В остальных скважинах (скв. 238, 197, 139, 369, 537, 518, 56), имеющих градиент в пределах 0,027 – 0,030 оС/м, нефтеносность разреза среднего карбона не вызывает сомнений.

Окско-серпуховские отложения, представленные, как правило, водонасыщенными породами имеют градиент 0,010 – 0,012 оС/м.

Как отмечалось выше, башкирские отложения имеют градиент от 0,010 до 0,020 оС/м. Для большинства скважин средняя величина градиента равна 0,016 оС/м. Повышение значения градиента до 0,020 оС/м вызвано загипсованностью известняков. Это подтверждается геологическим материалом (керном).

Анализ аномальной зоны разреза среднего карбона и нижележащих отложений дает возможность выделить несколько коррелятивов:

градиент 0,010 - 0,012 оС/м отображает водонасыщенные зоны;

градиент 0,018 - 0,020 оС/м в башкирском ярусе соответствует загипсованным зонам;

градиент выше 0,025 оС/м характеризует нефтенасыщенные зоны.

Значения температуры по кровле башкирского яруса, а также величины температурных амплитуд и градиентов в рассмотренной аномальной зоне представлены в табл.6. На рис.22 приведена карта изотерм по кровле башкирского яруса одной из залежей западного склона. Следует отметить, что карта изотерм отражает структурную карту залежи, т.е. кривизна изотерм соответствует кривизне раздела слоев.

Таблица 6 - Геотермические характеристики башкирских отложений Температура Сред. значение Амплитуда на кровле градиента № скв. Месторождение температурной башкирского аномалии, оС/м аномалии, оС яруса, оС 518 Сиреневское 19,50 0,58 0,0139 Ямашинское 18,85 1,07 0,0537 Сиреневское 19,35 0,90 0,0197 Черемшанское 18,65 0,65 0,056 Нурлатское 23,45 0,35 0,0369 Сиреневское 21,40 1,05 0,0238 Тавельское 20,10 0,55 0,0151 Ульяновское 20,30 0,20 0,058 Нурлатское 22,95 0,38 0,0 731.7696.ПЗ 704.702.7ПЗ ОЛ ПЗ ПЗ ПЗ 695.693 696.704.9 701.710.44ОЛ ПЗ 694.17 ОЛ 693.ПЗ 683.708.7 690.691.5 697.703.9 6690.3 706.41706.706.ПЗ 17.8 ОЛ ПЗ 694.688.689.694.698.719.6 704.701.694.706.8 692.700.9 ПЗ ПЗ ПЗ 7711 723.692.697.ПЗ 703.4 702.7 708.ПЗ 713.704.698.9 700.694.ОЛ 704 714.4 712.695.697.8 ПЗ 708.ПЗ 698.2 700.699.701.698 700 716.743721.ОЛ 704.9 702.9 716.ПЗ 704.6 7700.707.ПЗ 707.708.9 704 ПЗ 717.715.1 706.7704.ОЛ 74700.705.8 700.702.5 707.ПЗ 702.711.ОЛ 707.9 721.ПЗ 702.8 699.718.7700.706.710.4476 712.705.705.711.ПЗ 18.719.9 713 701.712.711.5 711 691.709.8 712.707.710.7 696.714.8 724.702.41618 716.713.699.695.ПЗ 712.ПЗ 18.711.17.712.709.ПЗ ПЗ 731.714.713.717.ОЛ ОЛ 718.711.713.719.ОЛ ОЛ 718.722.6 716.2 717.ОЛ ОЛ 719.1 731.ПЗ 707.732.698.701.713.705.8 730.705.700.7 709.2 713.725.734.694.ПЗ 716.6 ПЗ 7445 713.3 721.722.705.4 716.ОЛ 7ОЛ 712.1 722.ПЗ ПЗ 713.18.9 700.706.5 715.705.ОЛ 722.702.715.1 710.1 713.ОЛ 722.ОЛ ОЛ 17.701.720.8 719.ОЛ 696.699.9 ПЗ 702.ОЛ ОЛ 693.6 ПЗ 717.699.702.7 710.Рисунок 22 - Карта изотерм и структурная карта по кровле башкирского яруса (1 блок Архангельского месторождения) 17.77Характер строения температурной аномалии, характеризующей угленосную толщу, практически одинаков в большинстве скважин, в которых проводились геотермические исследования. Температурная аномалия с общим градиентом от 0,024 до 0,050 оС/м объединяет, как правило, нижнюю часть алексинских, всю толщину тульских и бобриковских и верхнюю часть турнейских отложений. Геотермограммы скважин (скв. 58, 56, 518) отличаются тем, что бобриковские отложения четко отделяются от турнейских, а геотермы скв. 197, 537 характеризуются тем, что в аномальную зону не входит нижняя часть бобриковских отложений.

Среднее значение градиента аномальной зоны равно 0,030оС/м. В угленосной толще рассмотренных скважин нефтеносность не отмечена.

Повышение градиентов до 0,050 – 0,070 оС/м (скв. 197) следует объяснить наличием достаточно мощных отложений углей.

В табл.7 приведены абсолютные значения температур по кровле тульского горизонта, а также величины температурных амплитуд и градиентов температурной аномалии, приуроченные к тульско-бобриковской толще.

На геотермах характерными изломами, сопровождающимися изменением градиента, выделяются отметки, сопоставление которых с геологическими данными дает основание предполагать, что точки излома геотермы соответствуют стратиграфическим границам. Примером может служить геотермограмма скв. 139. Точки излома или переходные зоны на геотермограмме достаточно хорошо совпадают с отметками кровли мячковского, подольского, тульского, доманикового, саргаевского, кыновского горизонтов, подошвы башкирского и фаменского ярусов.

При изучении возмущенного теплового поля месторождений ЗС ЮТС исследовались: термодинамические процессы, происходящие на забоях действующих добывающих и нагнетательных скважин, длительно простаивающих нагнетательных скважин; конвективный перенос тепла при закачке в эксплуатационный объект рабочего агента с температурой, отличной от начальной пластовой, а также в скважинах, подвергнутых обработке тепловым методом.

Таблица 7 - Геотермические характеристики тульских отложений Температура Сред. значение Амплитуда на кровле градиента температурной № скв. тульского аномалии, оС/м Месторождение аномалии, оС горизонта, оС 402 Ульяновское 24,10 0,24 0,056 Нурлатское 27,00 0,55 0,0238 Тавельское 23,65 0,80 0,0139 Ямашинское 22,45 0,42 0,0518 Сиреневское 23,15 0,75 0,0151 Ульяновское 24,10 0,48 0,0537 Сиреневское 22,85 0,47 0,0197 Черемшанское 22,30 2,05 0,0 Термограммы действующих добывающих скважин, дренирующих терригенные отложения (тульско-бобриковские), в зоне дросселирования характеризуются:

- четко выраженным изломом на подошве работающего пласта с последующим выходом на начальную геотерму;

- сдвигом термограммы от начальной геотермы в сторону повышения температуры до 1°С и выше:

- коэффициент Джоуля-Томсона для тульских отложений меняется в пределах 0,34 – 0,36°С/МПа. Для исследованных скважин, эксплуатирующихся при забойных давлениях ниже давления насыщения, отношение Т/Р изменяется в пределах 0,17 – 0,29°С/МПа.

Термограммы действующих добывающих скважин, дренирующих карбонатные коллекторы, при давлениях ниже давления насыщения характерного излома на подошве пласта не имеют, а в ряде скважин имеют характер, близкий к термограммам газовых скважин (рис.23а). Это означает, что при принятых технологических режимах эксплуатации карбонатных объектов извлекается газированная жидкость. Приобщение в скв.1323, эксплуатирующей отложения турнейского яруса, тульского горизонта привело к снижению дебита скважины (рис.23в). Этот факт является дополнительным аргументом о недопустимости совместной эксплуатации пластов-коллекторов с отличающимися фильтрационно-емкостными свойствами.

На термограммах скважин, эксплуатирующихся штанговыми глубинными насосами, на глубине подвеса насоса могут наблюдаться температурные аномалии, вызванные неисправностью узлов глубиннонасосной установки и термодинамическими процессами, сопровождающими работу плунжерного насоса.

Рисунок 23 - Результаты термодебитометрических исследований скв.13 На термограммах скважин, эксплуатирующихся глубинными электроцентробежными насосами (ЭЦН), температура на глубине выкида значительно (до 20 – 40°С) превышает геотермическую температуру на этой же глубине за счет потерь энергии и термодинамических процессов, сопровождающих работу погружной установки (рис. 24).

Рисунок 24 - Термограммы скважин с ЭЦН (3), фонтанной (2) и пьезометрической (1) Термограмма длительно действующей нагнетательной скважины представляет собой практически вертикальную линию, имеющую характерный излом на глубине нижней границы поглощающего интервала. После остановки скважины восстановление температуры по стволу скважины происходит с различной скоростью. Это приводит к образованию ярко выраженной отрицательной температурной аномалии в интервале поглощения. В скважинах, вскрывших несколько пластов, исследования с остановкой дают дополнительную качественную информацию о поглотительной способности пластов. Они позволяют судить (по направлению перетока) о пластовых давлениях в них.

Из анализа результатов температурных исследований длительно простаивающих нагнетательных скважин месторождений ЗС ЮТС следует, что, несмотря на большую продолжительность времени, после внесения возмущения (скв.435, время простоя-12 лет; скв.2061, время простоя-6,5 лет) начальное тепловое поле восстанавливается чрезвычайно медленно.

Из результатов температурных исследований, направленных на выявление температурных аномалий, вызванных влиянием закачки холодной воды в продуктивный пласт, следует:

- нарушение начального теплового поля не выявлено при прокачке 1,порового объема терригенного коллектора;

- выявлено нарушение начального теплового поля при прокачке 0,порового объема трещиновато-порового коллектора (рис. 25).

20.2 20.4 20.6 20.8 21 21.2 21.4 21.6 t, м21.

8Т, °С Г0 Го = 0,0019 ° с/м =0,019 °С/м 88ГГо = 0,014 ° с/м =0,014 °С/м 850 8888h, м 9Рисунок 25 - Геотермограмма призабойной зоны скв. 47При вычислении элементов термозаводнения используется ряд теплофизических параметров, значения которых в естественных условиях залегания горных пород могут отличаться от значений, определенных в лабораторных условиях. Поэтому определение величин теплофизических характеристик горных пород, в частности, коэффициента температуропроводности, в естественных условиях представляет интерес.

Рисунок 26 - Термограмма скв.50 Рисунок 27 - Термограммы скв.5062 выше зоны разгрузки пластовых вод Коэффициент температуропроводности отдельных слоев горных пород может быть найден путем периодических измерений в простаивающих скважинах температурных возмущений начального теплового поля, возникающих вследствие существования заколонных перетоков. В этом случае нахождение поля температур выше зоны растекания пластовых вод сводится к решению задачи по определению температурного поля в полуограниченном теле. По предложенной методике определен коэффициент температуропроводности горных пород кровли зоны растекания пластовых вод в скв. 5062 (рис.26, 27), составивший 8,31·10-7 м2 /c.

Предложена методика определения коэффициента температуропроводности горных пород в условиях их естественного залегания.

На основе экспериментальных исследований определены характеристики теплового поля месторождений ЗС ЮТС и коэффициент Джоуля-Томсона для нефти тульских отложений Основные результаты и выводы 1. Выполненные исследования были продиктованы потребностями нефтепромысловой практики извлечения ТЗН месторождений ЗС ЮТС.

Полученные результаты представляют собой новые направления, как в проведении, так и при интерпретации термогидродинамических исследований в ВС, ГС и МЗС.

2. Создана научно-методическая и технологическая основа комплексного решения проблемы проведения и интерпретации результатов термогидродинамических исследований ГС и МЗС:

- технологии (патенты №№2243372, 2394985) отвечают требованиям проведения термогидродинамических исследований в механизированных добывающих ГС или МЗС. Они позволяют изменять технологический режим их эксплуатации без привлечения дополнительной спецтехники и оборудования для возбуждения или вывода на другой режим дренирования, определять место притока воды в скважину и ее источник, работающие стволы МЗС, работающие участки ствола ГС и МЗС;

- разработана методика интерпретации результатов гидродинамических исследований в ГС. Она позволяет оценивать горизонтальную и вертикальную проницаемости пласта;

- разработана методика интерпретации кривых восстановления (падения) давления в ГС, снятых одновременно несколькими манометрами, установленными на разных участках горизонтальной части ствола ГС.

Методика позволяет оценивать неоднородность фильтрационных параметров пласта по длине горизонтальной части ГС.

3. Разработана и апробирована методика интерпретации кривых восстановления (падения) давления в ВС, позволяющая оценить фильтрационные характеристики призабойной и удаленной зон скважины. Это позволяет устанавливать: необходимость обработки призабойной зоны (ОПЗ), объем используемого реагента, эффективность ОПЗ.

4. Разработана и апробирована методика интерпретации результатов нестационарных гидродинамических исследований ВС с учетом зависимости проницаемости от давления. Оценка зависимости фильтрационных параметров пласта от давления позволяет устанавливать оптимальные режимы эксплуатации скважин.

5. Создана и апробирована методика интерпретации результатов гидродинамических исследований ВС, вскрывших трещиновато-пористые коллекторы. Она позволяет оценить коэффициент проницаемости трещин, параметр перетока, характерное время запаздывания, характерный линейный размер блоков матрицы.

6. Впервые на залежах нефти, содержащих ТЗН, применен метод фильтрационных волн давления (ФВД), который позволяет определить фильтрационные параметры межскважинных интервалов.

7. Разработана технология, повышающая точность определения давления на забое механизированных скважин на основе звукометрических, поинтервальных барометрических и диэлькометрических измерений (свидетельство на полезную модель №12244).

8. Установлены геотермические параметры, характеризующие продуктивные отложения среднего и нижнего карбона месторождений ЗС ЮТС. Определен коэффициент Джоуля-Томсона для нефти тульских отложений, что позволяет определять величину пластового давления (при известном забойном) по результатам температурных исследований без остановки скважины. Предложена методика определения теплофизических характеристик горных пород в естественных условиях их залегания.

Основное содержание работы

опубликовано в следующих печатных работах.

Монографии, пособия 1. Фархуллин, Р.Г. Температурные измерения в скважинах / Ткаченко, И.А., Фархуллин, Р.Г., Никашев, О.А. – Казань: Таткнигоиздат.- 1977. - 81с.

2. Фархуллин, Р.Г. Обработка практических динамограмм на ПЭВМ / Тахаутдинов, Ш.Ф., Фархуллин, Р.Г., Муслимов, Р.Х., Сулейманов, Э.И., Никашев, О.А., Губайдуллин, А.А. – Казань: Новое знание.- 1997. -76 с.

3. Фархуллин, Р.Г. Выработка трещиновато-пористого коллектора нестационарным дренированием / Молокович, Ю.М., Марков, А.И., Сулейманов, Э.И., Фархуллин, Р.Г., Куштанова, Г.Г., Давлетшин, А.А., Хисамов, Р.С., Смыков, В.В., Никашев, О.А.– Казань: Регентъ.- 2000. -156 с.

4. Фархуллин, Р.Г. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений / Хисамов, Р.С., Сулейманов, Э.И., Фархуллин, Р.Г., Никашев, О.А., Губайдуллин, А.А., Ишкаев, Р.К., Хусаинов, В.М.– М.: ОАО «ВНИИОЭНГ».- 1999. -227 с.

5. Фархуллин, Р.Г. Комплекс промысловых исследований по контролю за выработкой запасов нефти. – Казань: Татполиграфъ.- 2002. -304 с.

6. Фархуллин, Р.Г. Интерпретация результатов гидродинамических исследований скважин методами регуляризации / Хайруллин, М.Х., Хисамов, Р.С., Шамсиев, М.Н., Фархуллин, Р.Г. – М. – Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований.- 2006. – 172 с.

7. Фархуллин, Р.Г. Контроль за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений / Хисамов, Р.С., Габдуллин, Т.Г., Фархуллин, Р.Г. – Казань:

Идел –Пресс.- 2009. - 406 с.

Статьи в журналах, книгах, материалах отраслевых и международных конференций, симпозиумов, семинаров и конгрессов, в том числе в источниках рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ 8. Фархуллин, Р.Г. Совершенствование методов исследования скважин и интерпретация их результатов на нестационарных режимах фильтрации / Валиханов, А.В., Зайнуллин, Н.Г., Ткаченко, И.А., Усманова, М.С., Фархуллин, Р.Г. // Нефтепромысловое дело. – 1978. - № 8. – С.5-8.

9. Фархуллин, Р.Г. Геотермическая характеристика южной части Татарского свода / Фархуллин, Р.Г., Сулейманов, Э.И., Никашев, О.А. // Нефтегазовая геология и геофизика. – 1979. - № 2. – С.10-13.

10. Фархуллин, Р.Г. Использование влагомера для исследования скважин / Фархуллин, Р.Г., Никашев, О.А. // Нефтепромысловое дело. – 1979. - № 5. – С.35-36.

11. Фархуллин, Р.Г. Определение коэффициента температуропроводности горных пород в естественных условиях их залегания / Низамов, Р.Х., Фархуллин, Р.Г. // Нефтепромысловое дело. – 1980. - № 7. – С.26-27.

12. Фархуллин, Р.Г. Инструкция по исследованию пластов методом температурных волн / Низамов, Р.Х., Непримеров, Н.Н., Фархуллин, Р.Г., Муслимов, Р.Х. – Альметьевск.- 1981. – 36 с.

13. Фархуллин, Р.Г Промысловый опыт эксплуатации установок 1УЭС1500 / Мордвинцев, А.В., Фархуллин, Р.Г., Тагиров, Р.Н. // Нефтепромысловое дело. – 1981. - № 8. – С.31-33.

14. Фархуллин, Р.Г. Разработка залежей нефти с созданием искусственных каверн / Сулейманов, Э.И., Фархуллин, Р.Г., Мочалов, Е.Ю. // Нефтяное хозяйство. – 1981. - № 9. – С.44-46.

15. Фархуллин, Р.Г. Интенсификация разработки залежей нефти с карбонатными коллекторами путем оптимизации забойных давлений / Зайнуллин, Н.Г., Зиннатов, И.Х., Фархуллин, Р.Г., Мочалов, Е.Ю., Зайцева, Л.И. // Нефтяное хозяйство. – 1992. - № 1. – С.29-32.

16. Фархуллин, Р.Г. К вопросу о влиянии свойств пластовой высоковязкой нефти на выбор системы разработки залежи / Фархуллин, Р.Г., Муслимов, Р.Х., Сулейманов, Э.И. // Материалы международной конференции по проблемам комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов. – Казань.- 1994. – С.41-42.

17. Фархуллин, Р.Г. Особенности восстановления давления в трещиновато-пористых средах пластов / Фархуллин, Р.Г., Давлетшин, А.А., Куштанова, Г.Г., Марков, А.И., Молокович, Ю.М., Сулейманов, Э.И. // Материалы международной конференции по проблемам комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов. – Казань.- 1994. – С.110.

18. Фархуллин, Р.Г. Опыт разработки залежей вязкой нефти, приуроченной к карбонатным коллекторам / Фархуллин, Р.Г., Мухаметшин, Р.З., Минуллин, Р.М. // Материалы международной конференции по проблемам комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов. – Казань.- 1994. – С.136.

19. Фархуллин, Р.Г. Исследование особенностей фильтрации жидкости в карбонатных коллекторах / Давлетшин, А.А., Куштанова, Г.Г., Марков, А.И., Молокович, Ю.М., Муслимов, Р.Х., Никашев, О.А., Фархуллин, Р.Г., Сулейманов, Э.И., Смыков, В.В., Хисамов, Р.С. // Нефтяное хозяйство. – 1998. - № 7. – С.30-32.

20. Фархуллин, Р.Г. Интерпретация кривой восстановления давления на основе теории регуляризации / Муслимов, Р.Х., Хайруллин, М.Х., Шамсиев, М.Н., Гайнетдинов, Р.Р., Фархуллин, Р.Г. // Нефтяное хозяйство. – 1999. - № 11.

– С.19-20.

21. Фархуллин, Р.Г. Скорость звука в газе межтрубного пространства добывающих механизированных скважин / Фархуллин, Р.Г., Никашев, О.А., Смыков, В.В., Хисамов, Р.С., Сулейманов, Э.И. // Нефтяное хозяйство. – 2000. - № 7. – С.55-58.

22. Фархуллин, Р.Г. Программа обработки результатов гидродинамических исследований на вычислительных машинах / Хисамов, Р.С., Сулейманов, Э.И., Фархуллин, Р.Г., Никашев, О.А., Губайдуллин, А.А., Ишкаев, Р.К., Хусаинов, В.Н. // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2000. - № 1-2. – С.8-17.

23. Фархуллин, Р.Г. Многостороннее периодическое воздействие как метод повышения нефтеизвлечения из карбонатных коллекторов / Молокович, Ю.М., Марков, А.И., Куштанова, Г.Г., Давлетшин, А.А., Фархуллин, Р.Г. // Новые идеи поиска, разведки и разработки нефтяных месторождений: Труды научно-практической конференции VII международной выставки «Нефть и газ – 2000». – Т.II. – Казань: Экоцентр, 2000. – С.512-516.

24. Фархуллин, Р.Г. Методический подход к оценке остаточной нефтенасыщенности пористых блоков карбонатного коллектора / Молокович, Ю.М., Марков, А.И., Куштанова, Г.Г., Давлетшин, А.А., Фархуллин, Р.Г. // Новые идеи поиска, разведки и разработки нефтяных месторождений: Труды научно-практической конференции VII международной выставки «Нефть и газ – 2000». – Т.II. – Казань: Экоцентр.- 2000. – С.481-486.

25. Фархуллин, Р.Г. Определение места водопритока в стволе горизонтальной скважины / Фархуллин, Р.Г., Никашев, О.А., Галимуллин, И.И., Полушин, В.И. // Интервал. – 2002. - № 3. – С.83-85.

26. Фархуллин, Р.Г. Интерпретация результатов гидродинамических исследований горизонтальных скважин / Муслимов, Р.Х., Хайруллин, М.Х., Садовников, Р.В., Шамсиев, М.Н., Морозов, П.Е., Хисамов, Р.С., Фархуллин, Р.Г. // Нефтяное хозяйство. – 2002. - № 10. – С.76-77.

27. Фархуллин, Р.Г. Определение фильтрационных параметров пласта по данным нестационарного притока флюида / Басниев, К.С., Муслимов, Р.Х., Фархуллин, Р.Г., Хайруллин, М.Х., Хисамов, Р.С. // Материалы 12-ого Европейского симпозиума: Повышение нефтеотдачи пластов. – Казань. – 2003.

– С.1-8.

28. Фархуллин, Р.Г. Гидродинамические исследования горизонтальных скважин / Муслимов, Р.Х., Хисамов, Р.С., Фархуллин, Р.Г., Хайруллин, М.Х., Садовников, Р.В., Шамсиев, М.Н., Морозов, П.Е. // Нефтяное хозяйство. – 2003.

- № 7. – С.74-75.

29. Фархуллин, Р.Г. Технология проведения промысловых исследований в горизонтальных скважинах / Смыков, В.В., Фархуллин, Р.Г., Никашев, О.А., Ханнанов, М.Т., Галимуллин, И.И., Полушин, В.И. // Интервал. – 2004. - № 7-8.

– С.43-50.

30. Фархуллин, Р.Г. Гидродинамические исследования горизонтальных скважин, вскрывших слоистые пласты / Фархуллин, Р.Г., Хисамов, Р.С., Хайруллин, М.Х., Шамсиев, М.Н., Морозов, П.Е., Бадретдинова, Е.Р. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2005.

- № 12. – С.50-52.

31. Фархуллин, Р.Г. Некоторые особенности гидромеханики нефтяных коллекторов с двойной пористостью при дренировании / Фархуллин, Р.Г., Ханнанов, М.Т. // Георесурсы. – 2006. - № 2 (19). – С.37-39.

32. Фархуллин, Р.Г. Интерпретация кривых восстановления давления, снятых одновременно на разных участках ствола горизонтальной скважины / Морозов, П.Е., Фархуллин, Р.Г., Хайруллин, М.Х., Шамсиев, М.Н. // Известия РАН «Механика жидкости и газа». –2007. – № 1. – С.91-95.

33. Фархуллин, Р.Г. Исследование межскважинных интервалов методом гидропрослушивания (учебное пособие) / Фархуллин, Р.Г., Хисамов, Р.С., Ханнанов, М.Т., Габдуллин, Т.Г., Алаева, Н.Н., Абдулкина, Н.В. // Материалы научной сессии ученых по итогам 2006 года – Альметьевск: АГНИ.- 2007. – С.168-170.

34. Фархуллин, Р.Г. Выработка нефтяных пластов с использованием длинномерных электронагревателей СЭНАМ / Вахитов, Т.М., Липаев, А.А., Фархуллин, Р.Г., Ханнанов, М.Т., Вахитов, М.Ф., Харитонов, Р.Р. // Материалы научной сессии ученых по итогам 2007 года. – Альметьевск: АГНИ.- 2008. – С.30-38.

35. Фархуллин, Р.Г. Выработка карбонатных коллекторов с использованием длинномерных электронагревателей СЭНАМ / Фархуллин, Р.Г., Ханнанов, М.Т., Вахитов, М.Ф., Вахитов, Т.М. // Материалы международной научно-практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки». – Казань: ФЭН.- 2007. – С.589.

36. Фархуллин, Р.Г. Комплексное применение методов барометрии и термометрии при исследовании горизонтальных и многозабойных скважин / Хисамов, Р.С., Фархуллин, Р.Г., Ханнанов, М.Т., Газизов, Р.Р., Маликов, А.Д., Хайруллин, М.Х. // Материалы научно- практической конференции, посвященной 60-летию образования ОАО «Татнефть». – Наб. Челны: ООО «Офис-Трейд».- 2010. - С.100-105.

37. Фархуллин, Р.Г. Интерпретация результатов гидродинамических исследований скважин / Хисамов, Р.С., Назимов, Н.А.,., Ханнанов, М.Т., Бадертдинова, Е.Р., Салимьянов, И.Т., Хайруллин, М.Х. // Материалы научно- практической конференции, посвященной 60-летию образования ОАО «Татнефть». – Наб. Челны: ООО «Офис-Трейд».- 2010. - С.16-38. Фархуллин, Р.Г. Исследование многоствольных горизонтальных скважин / Шафигуллин, Р.И., Чупикова, И.З., Афлятунов, Р.Р., Камалиев, Д.С., Секретарев, В,Ю., Суфиянова, Ф.Г., Фархуллин, Р.Г. // Материалы научно- практической конференции, посвященной 60-летию образования ОАО «Татнефть». – Наб. Челны: ООО «Офис-Трейд».- 2010. - С.176-180.

39. Фархуллин, Р.Г. Термогидродинамические исследования вертикальных нефтяных скважин / Хисамов, Р.С., Ханнанов, М.Т., И.Т., Хайруллин, М.Х., Шамсиев, М.Н., Бадертдинова, Е.Р. // Нефтяное хозяйство. – 2010. - № 9. – С.76-78.

Авторские свидетельства и патенты 40. А.с. №960421 СССР, Е 21 В 33/ 138. Способ крепления призабойной зоны пласта / Газизов, А.Ш., Мочалов, Е.Ю., Сулейманов, Э.И., Зарипов, И.З., Фархуллин, Р.Г. // Заяв. 09.04-1980;Опубл. 1982, Бюл.№35.

41. Пат. №2109130 РФ, Е 21 В 43/16. Способ извлечения нефти из трещиновато-пористого пласта-коллектора / Давлетшин, А.А., Куштанова, Г.Г., Марков, А.И., Молокович, Ю.М., Муслимов, Р.Х., Никашев, О.А., Сулейманов, Э.И., Фархуллин, Р.Г. // Заяв. 4.06-1996; Опубл.1998, Бюл.№ 15.

42. Свидетельство РФ на полезную модель 12244, 6G01 Н 5/00.

Устройство для измерения скорости звука в газовой среде/ Бордыков, В.П., Закиров, И.А., Мазитов, Ф.З., Неткач, А.Я., Никашев, О.А., Смыков, В.В., Фархуллин, Р.Г. // Заяв. 30.08-1999; Опубл.1999, Бюл.№ 12.

43. Свидетельство РФ на полезную модель 14451, 7 Е 21 В 43/24.

Скважинный ионо-плазменный генератор / Ягудин, М.С.,Исаев, М.К., Касимов, Р.Г., Сергиенко, В.Н., Газаров, А.Г., Рамазанов, Р.Г., Курамшин, Ю.Р., Фархуллин, Р.Г., Фахриев, А.Р. // Заяв. 28.03-2000; Опубл.2000, Бюл. № 21.

44. Пат. №2237156 РФ, Е 21 В 43/20. Способ разработки карбонатной залежи нефти путем периодического восстановления пластового давления до начального / Хисамов, Р.С., Полушин, В.И., Фархуллин, Р.Г., Никашев, О.А. // Заяв. 30.10-2003; Опубл.2004, Бюл.№ 27.

45. Пат. №2243372 РФ, 7 Е 21 В 47/00. Способ гидродинамических исследований горизонтальных скважин / Фархуллин, Р.Г., Хайруллин, М.Х., Хисамов, Р.С., Никашев, О.А., Полушин, В.И. // Заяв. 13.11-2003; Опубл.2004, Бюл. № 36.

46. Пат. №2249096 РФ, Е 21 В 36/04, 37/00. Скважинный электронагреватель / Вахитов, М.Ф., Халимов, Р.Х., Вахитов, Т.М., Фархуллин, Р.Г., Деревянко, Р.М. // Заяв. 24.02-2004; Опубл.2005, Бюл.№ 9.

47. Пат. №2394985 РФ, Е 21 В 47/00. Способ исследования многозабойной горизонтальной скважины / Хисамов, Р.С., Муслимов, Р.Х., Шафигуллин, Р.И., Чупикова, И.З., Афлятунов, Р.Р., Камалиев, Д.С., Секретарев, В.Ю., Хайруллин, М.Х., Фархуллин, Р.Г., Ханнанов, М.Т., Мусаев, Г.Л. // Заяв.07.09-2009; Опубл.2010, Бюл.№30.

Соискатель / Фархуллин Р.Г./







© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.