Дипломы, курсовые, рефераты, контрольные...
Срочная помощь в учёбе

Разработка методики оценки эффективности воздействия на призабойную зону скважины на основе термогидродинамических исследований

Диссертация: Разработка методики оценки эффективности воздействия на призабойную зону скважины на основе термогидродинамических исследований
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Разработаны и внедрены в производство РД 5 753 490−038−2003 «Методическое руководство по определению работающих интервалов горизонтальных скважин с использованием „гирлянды“ автономных приборов и эжекторного пластоиспытателя», СТП 183−2004 «Нефть. Методика обработки кривых восстановления давления горизонтальных скважин». Методическое руководство и СТП предназначены для использования при… Читать ещё >

Содержание

  • 1. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВОЗДЕЙСТВИЙ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ
    • 1. 1. Анализ применяемых воздействий на призабойную зону скважины на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»
    • 1. 2. Технологические особенности применяемых воздействий на призабойную зону скважины
      • 1. 2. 1. Гидравлический разрыв пласта
      • 1. 2. 2. Кислотные обработки
      • 1. 2. 3. Электрогидравлическое воздействие
      • 1. 2. 4. Акустическое воздействие
      • 1. 2. 5. Термогазохимическое воздействие
    • 1. 3. Методы оценки эффективности воздействий на призабойную зону скважины
    • 1. 4. Геофизические методы оценки эффективности воздействий на призабойную зону скважины
    • 1. 5. Гидродинамические методы оценки эффективности воздействий на призабойную зону скважины
  • Выводы по главе
  • 2. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПАРАМЕТРОВ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ
    • 2. 1. Математическая модель притока флюида к совершенной скважине
    • 2. 2. Математическая модель притока флюида к скважине пересеченной трещиной гидравлического разрыва
    • 2. 3. Математическая модель притока флюида к горизонтальной скважине
    • 2. 4. Математическая модель распределения полей температуры и давления при стационарной и нестационарной фильтрации флюида
  • Выводы по главе
  • 3. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ОЦЕНКЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВОЗДЕЙСТВИЙ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ
    • 3. 1. Обоснование технологии термогидродинамичеких исследований скважин
    • 3. 2. Методика проведения термогидродинамичеких исследований скважин
    • 3. 3. Обработка и интерпретация термогидродинамичеких исследований скважин
  • Выводы по главе
  • 4. ПРОМЫСЛОВЫЕ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЙ ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ» ПО ОЦЕНКЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВОЗДЕЙСТВИЙ НА ПРИЗ АБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ
    • 4. 1. Промысловые исследования скважины № 127 Русскинского месторождения
    • 4. 2. Промысловые исследования скважины № 5344 Быстринского месторождения
    • 4. 3. Промысловые исследования скважины № 4082 Быстринского месторождения
    • 4. 4. Промысловые исследования скважины № 1536 Русскинского месторождения

Разработка методики оценки эффективности воздействия на призабойную зону скважины на основе термогидродинамических исследований (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Актуальность работы.

При разработке нефтяных месторождений на любой её стадии и особенно на поздней, характеризующейся значительным ростом обводнённости продукции, снижением темпов добычи нефти, большое внимание уделяется повышению эффективности разработки за счёт применения различных методов воздействия на призабойную зону скважины (ПЗС).

Многочисленными исследованиями, проведёнными на нефтяных месторождениях, доказано существенное влияние гидропроводности ПЗС на продуктивность скважин. От качественного вскрытия продуктивного пласта, характеризующегося хорошей гидропроводностью и степенью его загрязнения, зависит производительная работа добывающих и нагнетательных скважин в течение длительного времени периода их эксплуатации и, в конечном итоге, эффективность и технико-экономические результаты разработки всего месторождения. С учётом многообразия геолого-физических и технологических условий разработки месторождений ПЗС в течение всего периода работы скважины подвергается различным физико-химическим и другим изменениям напрямую влияющим на её гидропроводность. В этой связи проницаемость ПЗС практически никогда не является постоянной, а изменение её во времени идёт, как правило, в сторону снижения. [56].

Информация о состоянии ПЗС имеет важное значение не только для регулирования процесса разработки месторождения, но и для создания новых эффективных способов обработки призабойной зоны скважины (ОПЗ) с целью повышения проницаемости пласта.

В настоящее время на нефтяных месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» используются различные виды ОПЗ скважин. Широкое применение ОПЗ, развитие их технологий ставят задачу выбора оптимального, обеспечивающего необходимую технолого-экономическую эффективность в конкретных условиях.

Оценка технологической эффективности ОПЗ на сегодняшний день проводится после их проведения по текущему дебиту в течение года (дополнительно добытой нефти за счёт повышения нефтеотдачи пласта) и сокращению объёма попутно добываемой воды [6, 77].

Данный метод оценки ОПЗ требует длительного времени. Достоверность оценки дополнительно добытой нефти определяется адекватностью модели, аппроксимирующей добычу на прогнозируемый период. Метод не позволяет выявить механизм повышения нефтеотдачи, без чего не могут быть выявлены наиболее эффективные ОПЗ.

В связи с развитием в последние годы современной исследовательской техники и технологий, стало возможным получать необходимую информацию об изменениях, произошедших в ПЗС по результатам комплексных исследований, основанных на термои гидродинамических методах. Использование полученной информации позволяет определять потенциальные возможности скважины, необходимые для эффективного планирования, оценки и рекомендации сроков и периодичности воздействий.

Важным отличием термогидродинамических исследований скважин (ТГДИС) является то, что они позволяют определять фильтрационно-ёмкостные свойства (ФЕС) и продуцирующие интервалы пласта непосредственно в процессе фильтрации флюидов, т. е. в условиях, соответствующих условиям его разработки. Последнее является важным обстоятельством, обеспечивающим более высокую информативность термогидродинамических методов по отношению к геофизическим.

Геофизические исследования скважин (ГИС) позволяют получить данные о характеристиках пласта в относительно небольшой, по сравнению с расстоянием между скважинами, области, непосредственно примыкающей к скважине. Но при бурении скважины именно в этой области наблюдается наиболее значительные изменения свойств пласта — в том числе и фильтрационных, вызываемые как механическим воздействием долота, так и инфильтрацией бурового раствора в пласт, что существенно снижает представительность данных, получаемых в результате ГИС.

ТГДИС характеризуют пласт, как в призабойной зоне скважины, так и в межскважинной зоне. Повышение информативности ТГДИС связано с использованием новых диагностических признаков, характеризующих термодинамические эффекты проявляющиеся на забое скважин в моменты пуска, остановки и работы: дроссельный эффект Джоуля-Томсона, эффект адиабатического расширения и сжатия, и калориметрический эффект. Диагностические признаки позволяют определять работающие или неработающие интервалы пласта, а также степень участия каждого пропластка в общем дебите скважины.

Проблемам, связанным с оценкой эффективности методов воздействия на призабойную зону пласта, посвящено большое количество научных работ. Значительный вклад в решение этих задач внесли многие крупные ученые:

A.Х. Мирзаджанзаде, Ю. П. Желтов, И. М. Аметов, Ш. К. Гиматудинов, Ф.И. Ко-тяхов, И. Т. Мищенко, Р. Н. Дияшев, С. А. Жданов, Б. Т. Баишев, Ю. П. Борисов,.

B.Н. Щелкачев, К. С. Басниев, И. А. Чарный, И. О. Умрихин, Э. Б. Чекалюк, В. Н. Николаевский, С. Н. Бузинов, М. И. Кременецкий, С. Г. Каменецкий, Л.Г. Куль-пин, Р. Г. Шагиев, а также зарубежные ученые, занимающиеся данной проблемой: W. Hurst, M.F. Hawkins, C.B. Thomas, Р. Pollard, C.C. Miller, C.A. Hutchinson, A.F. Van Everdingen и многие другие. Этому направлению посвящены работы JIM. Кочеткова, В. А. Иктисанова, Д.М. Шейх-Али, И. М. Назмиева, Е. Д. Подымова, А. Б. Рублёва, А. Т. Нагиева, О. В. Каптелинина, М. А. Шаламова, Т. В. Грошевой, Х. Н. Музипова, И. М. Галимова, Р. Н. Абдуллина, А. Е. Чикина и др.

В настоящее время на различных предприятиях нефтегазового комплекса, согласно отраслевым руководящим документам, в обязательном порядке применяются методы по оценки технологической и экономической эффективности воздействий на ПЗС. Однако данные методы лишь констатируют факт увеличения или уменьшения производительности скважин и его рентабельность, но не выявляют механизм за счет, которого был, достигнут успех или неуспех ОПЗ.

Для определения причин эффективности (или неэффективности) воздействий и выбора наиболее оптимального, у каждого нефтегазового предприятия имеются и дополнительные методы оценки ОПЗ, которые различны по способу получения информации и степени её достоверности.

Существующие на сегодняшний день и применяемые на практике методы оценки эффективности воздействий на ПЗС можно объединить в 4 вида:

1. Метод статистических данных.

2. Метод анализа состояния разработки участков пласта на котором проводились ОПЗ.

3. Метод прямых замеров, основанный на данных геофизических или гидродинамических исследований (регистрация контрольных параметров проводится как на устье, так и на забое скважины).

4. Совмещённые методы (применение нескольких из вышеперечисленных методов с добавлением новых элементов анализа).

Данные методы оценки имеют свои достоинства и недостатки. К главным недостаткам можно отнести:

— невозможность установить точные причины увеличения или снижения эффекта от воздействия в виду малого количества (или полного отсутствия) данных о фильтрационно-ёмкостных свойствах пласта, его энергетики и степени выработки;

— узкая направленность используемого метода;

— большая длительность во времени процесса оценки эффективности;

— значительные финансовые затраты.

Целью работы является повышение эффективности разработки месторождений посредством создания научнообоснованной методики оценки состояния призабойной зоны скважины, направленной на определение эффективности воздействия и изучения его механизма на основе термогидродинамических исследований.

Для решения поставленной цели потребовалось решить следующие задачи:

1. Провести анализ широко применяемых на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» видов ОПЗ.

2. Провести анализ существующих методик оценки эффективности.

ОПЗ.

3. Разработать оптимальный набор контролируемых параметров, необходимых для оценки ОПЗ.

4. Разработать оптимальный комплекс исследовательских работ с целью получения информации о состоянии ПЗС.

5. Обосновать технологию и длительность проведения исследовательских работ.

6. Провести промысловые эксперименты на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» по оценке эффективности от применения наиболее распространённых видов ОПЗ.

7. Провести анализ результатов термогидродинамических исследований скважин после применения различных ОПЗ для оценки информативности разработанной методики и определения эффективности воздействия на ПЗС.

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы и приложений.

Основные результаты исследований заключаются в следующем:

1. Диссертационная работа представляет собой основу новых направлений изучения фильтрационных параметров призабойной зоны скважины термогидродинамическими методами при нестационарной, неизотермической фильтрации пластового флюида в окрестности скважин до и после воздействий направленных на повышение нефтеотдачи пласта.

2. Теоретически и экспериментально установлено, что сравнительный анализ фильтрационных и добычных параметров пласта, а так же работающих интервалов, до и после проведения обработки призабойной зоны скважины, позволяет выявить механизм эффективности воздействия.

3. Предложены, научно обоснованы и реализованы математические модели и их численное решение для случаев:

— притока флюида к совершенной скважине;

— притока к скважине пересечённой трещиной гидравлического разрыва;

— притока флюида к горизонтальной скважине;

— распределения полей температуры и давления при стационарной и нестационарной фильтрации флюида.

3.1. Используя результаты моделирования термогидродинамических процессов (на основе результатов замера давления) при анализе фактически замеренных термограмм возможно выделение термодинамических эффектов и количественная оценка их влияния на общую картину изменения температуры в стволе скважины.

3.2. Достоверность определения работающих интервалов обеспечивается лабораторным определением значений термодинамических коэффициентов для пластовых флюидов залежи и жидкостей, заполняющих ствол конкретной скважины. Это связано и с тем, что термодинамические коэффициенты нефти и воды по единому эксплуатационному объекту могут быть близки по значению.

4. Установлено, что:

4.1. Существующие методы оценки эффективности воздействий частично решают имеющуюся на сегодня проблему, однако являются неоптимальными как с точки зрения набора оцениваемых параметров, так и с точки зрения ограничений в применении.

4.2. Гидродинамические и геофизические методы применяемые по отдельности также не решают данную задачу, та как немаловажным фактором, влияющим на достоверность гидродинамических исследований скважин, является определение работающих интервалов пласта, что требует совмещение традиционных гидродинамических исследований скважин с термометрией и разработки соответствующей технологии направленной на решение данной задачи.

5. Предложены, обоснованы и апробированы:

5.1. Технология исследования многоствольных скважин, основанная на использовании одновременных замеров давления и температуры в нескольких фиксированных точках пилотного ствола скважины.

5.2. Многодатчиковая технология термогидродинамических исследований вертикальных и горизонтальных скважин на основе размещения нескольких комплексных приборов (произвольное количество) по всему изучаемому интервалу ствола скважины и одновременной регистрации температуры и давления, характеризующих процессы неизотермической фильтрации пластового флюида к стволу скважины.

5.3. Длительность проведения исследовательских работ.

5.4. Методика обработки и интерпретации результатов термогидродинамических исследований скважин, с целью оценки эффективности воздействий на призабойную зоны скважины и выявления механизма достижения эффективности.

6. Разработанная методика термогидродинамических исследований позволяет определять:

— гидропроводность, проницаемость пласта в призабойной и удалённой зонах;

— скин-фактор;

— работающие интервалы пласта;

— фактический и потенциальный коэффициент продуктивности.

7. Установлено многочисленными промысловыми экспериментами на скважинах где проводились различные виды воздействий на ПЗС, что предложенная методика обеспечивает высокую информативность исследований и надежность оценки эффективности от проведённого воздействия.

8. Информация, полученная по результатам термогидродинамических исследований скважин, позволяют оперативно изменять режим работы скважины, повышая тем самым эффективность выработки запасов и сокращая текущие эксплуатационные затраты.

9. Способ определения фильтрационных параметров сложнопостроенных коллекторов и многопластовых объектов позволяет оценить выработанность эксплуатирующихся пластов и уточнить подвижные запасы продуктивных прослоев неоднородных коллекторов.

10. Методика разработана для обеспечения выбора наиболее эффективных метод воздействий для конкретных геолого-промысловых условий, увеличения нефтеотдачи пластов и вовлечения в разработку не дренируемых запасов, контроля разработки.

11. Разработаны и внедрены в производство РД 5 753 490−038−2003 «Методическое руководство по определению работающих интервалов горизонтальных скважин с использованием „гирлянды“ автономных приборов и эжекторного пластоиспытателя», СТП 183−2004 «Нефть. Методика обработки кривых восстановления давления горизонтальных скважин». Методическое руководство и СТП предназначены для использования при промысловых исследованиях горизонтальных скважин и скважин с боковыми горизонтальными стволами.

12. При проведении исследований 20 скважин в год экономический эффект от внедрения методики термогидродинамических исследований по оценке эффективности воздействий на призабойную зону скважин составляет более 6 млн руб.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

На основе выполненных теоретических и экспериментальных исследований разработан аппаратно-методический комплекс проведения, обработки и интерпретации термогидродинамических исследований скважин по оценке эффективности воздействия на призабойную зону скважины. Исследованы особенности применения различных видов ОПЗ на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», проведён анализ существующих методов оценки эффективности воздействий, определены их достоинства и недостатки.

Сформулированы основные условия проведения термогидродинамических исследований, обоснована технология и длительность проведения исследовательских работ.

Результаты исследований способствуют повышению достоверности информации о состоянии призабойной зоны скважины, позволяют оценивать и выбирать оптимальные виды обработки призабойной зоны, обеспечивать необходимую технолого-экономическую эффективность в конкретных условиях для эффективного планирования, оценки и рекомендации сроков и периодичности воздействий.

Показать весь текст

Список литературы

  1. А.Л., Баишев Б. Т., Пустовойт С. П. Пути и методы послойного определения гидродинамических характеристик продуктивного разреза // Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство». -1976. -№ 12. С. 27−31.
  2. И.И., Назмиев И. М., Малишевская Л. В., Абызбаев Н. И. Метод выбора технологий увеличения нефтеотдачи на месторождениях АНК «Башнефть». Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство». № 11, 2005. С. 64−67.
  3. И. Г. Электрогидравлическое воздействие на призабойную зону скважин. М.: Серия «Нефтепромысловое дело», ВНИИОЭНГ, 1979. С. 32−53.
  4. Ю.А. Технология и техника эксплуатации нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1970. 193 с.
  5. Барков С. А, Носов Ю. А., Рябинина Е. И. Метод оценки эффективности ГТМ. Стандарт типовой производства СТП 35−95. Сургут: Акционерное общество «Сургутнефтегаз», 1995. 45 с.
  6. К.С., Дмитриев Н. М., Каневская Р. Д., Максимов В. М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. — 496 с.
  7. К.С., Дмитриев Н. М., Розенберг Г. Д. Нефтегазовая гидромеханика: учебник для вузов. М.: РГУНГ, 2003. — 479 с.
  8. К.С. и др. Подземная гидравлика. М.: Недра, 1986. — 289 с.
  9. Д.В. и другие. Решение инженерных задач в обсаженных скважинах по данным акустического каротажа. // НТВ «Каротажник». Тверь. 1998.-№ 48. С. 41−55.
  10. А.Ф., Дияшев Р. Н. Исследования совместно эксплуатируемых пластов. -М.: Недра, 1971. 175 с.
  11. A.A., Зазовский Ф. Я., Каменецкий С. Г. Об определении параметров пласта при неустановившемся притоке газированной жидкости к забою скважины. НТС по добыче нефти. ВНИИ, вып.21. М.: Недра, 1963.
  12. Ю.П., Пилатовский В. П., Табаков В. П. Разработка месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра, 1964.
  13. С.Н., Умрихин И. Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М.: Недра, 1973. — 248 с.
  14. С.Н., Умрихин И. Д. Исследования нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: Недра, 1973. — 246 с.
  15. P.A., Болдырев В. Д. Экспериментальное изучение адиабатического эффекта в пластовых жидкостях. Физико-химическая гидродинамика: Межвузовский сборник. Уфа, БГУ, 1989 г. С. 84 89.
  16. P.A., Вахитова Г. Р. Комплексная интерпретация геофизических данных на основе типовых диаграмм. Учебное пособие Уфа: РИО Башкирск. Гос. ун-та, 2004. — 98 с.
  17. P.A., Назаров В. Ф., Рамазанов А. Ш., Федотов В. Я., Филиппов А. И., Яруллин Р. К. Методические рекомендации по термическим исследованиям скважин. Уфа: изд-во Башк. Госуд. Ун-та, 1989.
  18. P.A., Рамазанов А. Ш. Особенности термометрии нефтяных скважин при выделении газа в пласте. Труды ВНИИНПГ, вып. 20, 1990 г. С. 78−84.
  19. P.A., Рамазанов А. Ш. Термические исследования при компрессорном освоении нефтяных скважин. Уфа: Изд-во Башкирск. Гос. унта, 1992. — 168 с.
  20. P.A. Термические методы диагностики нефтяных пластов и скважин. Диссертация на соиск. уч. степени д.т.н. Тверь, 1996.
  21. P.A., Шарафутдинов Р. Ф., Кулагин O.J1. Экспериментальное изучение термодинамических эффектов в газожидкостных системах. Физико-химическая гидродинамика: Межвузовский сборник. Уфа, БГУ, 1995 г. С. 13 -18.
  22. P.A., Шарафутдинов Р. Ф., Рамазанов А. Ш. и др. Решение одной обратной задачи термогидродинамики. // Обратные задачи в приложениях. Бирск: БирГСПА, 2006. — 304 с.
  23. В.Н., Петров А. И. Техника и технология определения параметров скважин и пластов. М.: Недра, 1989. — 271 с.
  24. Г. Г., Кузнецов O.JL, Симкин Э. М. Термодинамика призабойной зоны нефтяного пласта. М., Недра, 1978. — 325 с.
  25. Я.С., Кнеллер Л. Е., Потапов А. П. Разработка обобщенных математических моделей по геофизическим технологиям исследования горизонтальных скважин. // Методические рекомендации к отчёту о НИР. ВНИИГИС. г. Октябрьский, 1998.
  26. Я.С., Кнеллер Л. Е. Разработка методики оценки и прогнозирования профиля притока потенциальных дебитов скважин (в том числе и горизонтальных) для условий различных отложений Татарстана. // Отчёт о НИР. ВНИИГИС. г. Октябрьский, 2001.
  27. Я.С., Кнеллер Л. Е. Разработка теории, математического обеспечения оценки потенциальных дебитов горизонтальных скважин. // Отчёт о НИР. ВНИИГИС. г. Октябрьский, 1999.
  28. Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика /Под ред. В. М. Запорожца. М.: Недра, 1983. — 591 с.
  29. Ш. К., Ширковский А. И. Физика нефтяного и газового пласта. -М: Недра, 1982. 311 с.
  30. В.Н., Телин А. Г., Силин М. А. Тенденции физико-химической модификации кислотных составов. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2007.
  31. А.И., Алиев З. С., Ермилов О. М., Ремизов В. В., Зотов Г. А. / Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995. — 523 с.
  32. В.Н., Дьяконов Д. И. Термические исследования скважин. — Л.: Гостоптехиздат, 1952. 217 с.
  33. В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. Учебник для вузов. 2-е изд., перераб. М., Недра, 1982. 448 с.
  34. С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1989. — 334 с.
  35. В.Н., Александров A.A. Практикум по технической термодинамике. Учебное пособие для вузов. Изд. 2-е, доп. и переработ. М.: Энергия, 1971.-352 с.
  36. В.А., Байгушев A.B., Мирсаитов Р. Г. Интерпретация кривых восстановления давления для горизонтальных и многоствольных скважин // Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство». М.: -2008.-№ 7. С. 60−63.
  37. В.А., Мусабирова Н. Х., Залитова К. С., Байгушев A.B.
  38. В.А. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. — 212 с.
  39. В.А. Причины возникновения максимума логарифмической производной забойного давления // Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство». М.: — 2004.- № 5. С. 54−57.
  40. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. Зотова Г. А., Алиева З. С. М.: Недра, 1980. — 301 с.
  41. А.И., Кременецкий М. И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. М.: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика" — Институт компьютерных исследований, 2005. — 780 с.
  42. С.Г. Нефтепромысловые исследования скважин. М.: Недра, 1971.-280 с.
  43. Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. -М.: Недра, 1999.-212 с.
  44. Н.Д. Методическое руководство по гидродинамическим исследованиям пластов и скважин. Сургут, СургутНИПИнефть, 1996. — 112 с.
  45. Контроль за разработкой гидродинамическими методами Талаканского месторождения. Отчет по договору № Сур-3 87−05−742, ВКРО РАЕН, Бугульма, 2005, 88 с.
  46. Л.М. Технологическая эффективность методов интенсификации выработки трудноизвлекаемых запасов нефти на месторождениях ОАО „Сургутнефтегаз“. Тюмень: Нефть и газ, — № 1, 2005. С. 55−58.
  47. В.И. Основы нефтегазового дела.: Учебник для вузов. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, Удмуртский госуниверситет, 2005. — 720 с.
  48. Л.Г., Бочаров Г. В. Современные принципы компьютерной интерпретации данных гидродинамических исследований скважин // Научнотехнический и производственный журнал „Нефтяное хозяйство“. М.: 2001. -№ 10. С. 60−62.
  49. Л.Г., Мясников Ю. А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоностных пластов. М.: Недра, 1974. — 200 с.
  50. М.И. Совместная интерпретация диаграмм естественного и искусственного теплового поля. В сб. „Геология нефти и газа“., Грозный, 1976.
  51. .Б. О температурных изменениях, происходящих при движении сырой нефти в пористых пластах. Научно-технический и производственный журнал „Нефтяное хозяйство“. М.: 1940, — № 4.
  52. .Б. О термодинамических процессах при движении газа в пористых пластах. Научно-технический и производственный журнал „Нефтяное хозяйство“. М.: 1940, — № 3.
  53. Р.Ш., Шарафиев Р. Г. Техническая термодинамика и энерготехнология химических производств: Учебник для вузов. М., Энергоатомиздат, 1998 г. — 344 с.
  54. Л.С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде. Гостехиздат, М.: 1947.
  55. .И., Темнов Г. Н., Евченко B.C., Санкин В. М. Применение горизонтальных скважин на месторождениях ПО Красноленинскнефтегаз. Обзор, информ. Сер. „Нефтепромысловое дело“. -М.: ВНИИОЭНГ, 1993.
  56. А.Г. и другие. Анализ влияния технологических факторов и механических свойств горных пород на эффективность ГРП. // В. кн. „Нефть Сургута“. -М.: Нефтяное хозяйство, 1997. С. 224−237.
  57. Г. А., Малышев А. Г., Журба В. Н., Сальникова H.H. Анализ технологии проведения ГРП на месторождениях ОАО „Сургутнефтегаз“. //
  58. НТЖ „Нефтяное хозяйство“. М.: 1997. — № 9. С. 46−52.
  59. Г. А., Малышев А. Г., Кочетков JIM., Дубинский Н. Р., Желудков
  60. Г. А., Малышев А. Г. Проектирование ГРП в геолого-физических условиях конкретных скважин. Материалы второй научно-практической конференции „Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО“. Ханты-Мансийск, 1998. С. 332−339.
  61. Г. А., Сонич В. П., Сулима С. А. Состояние и перспективы развития технологии ГРП на месторождениях ОАО „Сургутнефтегаз“ // Научно-технический и производственный журнал „Нефтяное хозяйство“. М.: 2002. -№ 8. С.88−91.
  62. М. Течение однородных жидкостей в пористой среде (пер. с англ.) — М.: Гостоптехиздат, 1949. 628 с.
  63. М. Течение однородных жидкостей в пористой среде (пер. с англ.) — М.: РГУНГ, переиздание 2004. 628 с.
  64. Н.Я., Сонич В. П., Мишарин В. А., Малышев А.Г., Исаченко
  65. B.М., Пневских A.B., Ефимов П. А. Анализ эффективности и перспективы применения методов воздействия на пласты. // Научно-технический и производственный журнал „Нефтяное хозяйство“. М.: 2001. — № 9. С. 69−75.
  66. Н.Я., Шеметилло В. Г., Малышев Г. А., Сонич В. П., Лушников А.Я. Особенности применения ГРП на месторождениях ОАО
  67. Сургутнефтегаз». // Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство». М.: 2001. — № 9. С. 52−57.
  68. Методические указания (РД 39−3-01−79) по определению экономической эффективности новой техники, изобретений и рационализаторских предложений в нефтедобывающей промышленности. М: 1979.
  69. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. М.: РМНТК «Нефтеотдача» «ВНИИнефть», 1993. — 8 с.
  70. И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов.- М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003. -816 с.
  71. В.В. Техническая термодинамика и теплопередача. Учеб. пособие для вузов. М.: Высшая школа, 1969. — 560 с.
  72. В.И., Глебов A.B., Ширгазин Р. Г., Вахрушев В. В. Гидроразрыв пласта: внедрение, результаты проблемы решения Уфа: Белая река, Лангепас-Тюмень, 2001.-237 с.
  73. H.H., Пудовкин М. А., Марков А. И. Особенности теплового поля нефтяного месторождения. Казань, КГУ, 1968. — 265 с.
  74. .М. Контроль за разработкой залежи нефти геофизическими методами. М., «Недра», 1977. 239 с.
  75. Н.Е., Печеркин М. Ф., Поздняков А. А. Развитие технологии ГРП на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ Западная Сибирь» // Интервал. — 2005. -№ 7−8 (78−79). С. 9−44.
  76. Патент РФ № 2 290 507. Способ определения фильтрационных параметров сложнопостроенных коллекторов и многопластовых объектов / Федоров В. Н., Мешков В. М., Клюкин С. С., Лушпеев В. А. М., 27.12.2006 г. Бюл. № 36.
  77. Патент РФ № 41 081. Устройство для исследования горизонтальных скважин / Федоров В. Н., Кострюков И. А., Мешков В. М., Нестеренко М. Г., Клюкин С. С. -М., 10.10.2004 г. Бюл. № 28.
  78. Патент РФ № 45 776. Устройство для исследования многоствольных скважин / Федоров В. Н., Нестеренко М. Г., Мешков В. М., Клюкин С. С., Лушпеев В. А. -М., 27.05.2005 г. Бюл. № 15.
  79. В.П. Основы гидромеханики тонкого пласта. М.: Недра. 1966.
  80. С.Дж. Учение о нефтяном пласте. М.: Недра, 1982.
  81. Проектирование и разработка нефтяных месторождений. Материалы научно-практической конференции (г.Москва, ЦКР, 6−8 апреля 1999 г.).- М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1999. 404 с.
  82. А.Ш., Шарафутдинов Р. Ф., Халикова А. Г. Баротермический эффект при вытеснении нефти из пористой среды. Изв. АН СССР., МЖГ, вып. 3, 1992. С. 104−109.
  83. Д.Н. Роль методов увеличения нефтеотдачи в обеспечении социально-экономической стабильности региона с истощающимися ресурсами.
  84. Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство». -М.: 2007.-№ 12. С. 68−70.
  85. М.Д., Кундин С. А. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа. -М.: Недра, 1976. 136 с.
  86. . А.Б. Опыт применения обработок призабойных зон скважин в ОАО «Самотлорнефть» // РНТС. Сер. «Нефтепромысловое дело», 2000. вып. 10. С. 25−28.
  87. А.Б., Григорьева H.A. Анализ методов воздействия на призабойную зону скважин Самотлорского месторождения. / Известия вузов. Нефть и газ. 2002. — № 6. С. 53−56.
  88. Руководящий документ (РД 153−39.0−109−01) Методические указания «Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений». М.: 111 111 «Типография „Наука“, 2002. — 75 с.
  89. Руководящий документ (РД 153−39.0−110−01) „Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений“. М: 2002. — 98 с.
  90. В.И., Пуртова И. П. Результаты гидродинамических исследований скважин пласта AB 1−21 Самотлорского месторождения при проведении гидроразрыва // Научно-технический и производственный журнал „Нефтяное хозяйство“. -М.: 2007. № 12. С. 82−83.
  91. Свидетельство на полезную модель „Устройство для исследования горизонтальных скважин“ № 26 326. Авторы: Мешков В. М., Федоров В. Н., Нестеренко М.Г.
  92. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. /Под ред. Гиматудинова Ш. К. М.: Недра, 1983. -455 с.
  93. Стандарт объединения (СТО 51.00.023−86) „Экспресс-методы исследования скважин“. Тюмень: СибНИИНП, 1986. — 23 с.
  94. Стандарт типовой производства (СТП 183−2004) „Нефть. Методикаобработки кривых восстановления давления горизонтальных скважин“. -Сургут, ОАО „Сургутнефтегаз“, „СургутНИПИнефть“, 2005.
  95. В.К., Нестеров В. Н., Ягафаров А. К. Возможности определения параметров призабойной зоны пласта по кривым падения давления при освоении скважин // Труды института ЗапСибНИГНИ. г. Тюмень, 1975. -Выпуск №ЮЗ. С. 132−138.
  96. И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963. — 397 с.
  97. Э.Б. и др. Инструкция по гидродинамическим исследованиям нефтяных и газовых залежей. Киев, Гостехиздат, 1961.
  98. Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. Киев, Гостехиздат, 1961.
  99. Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. М.: Недра, 1965. -238 с.
  100. H.A., Малышев Г. А., Сальникова H.H., Седач В. Ф. Результаты применения ГРП на месторождениях ОАО „Сургутнефтегаз“. // В. кн. „Нефть Сургута“. -М.: Нефтяное хозяйство, 1997. С. 103−119.
  101. А.Е. Мониторинг воздействий на нефтяные пласты (часть 1) // НТЖ „Нефтяное хозяйство“. М.: 2003. — № 9. С. 71−73.
  102. А.Е. Мониторинг воздействий на нефтяные пласты (часть 2) // НТЖ „Нефтяное хозяйство“. М.: 2003. — № 10. С. 106−107.
  103. Р.Г. Исследование скважин по KB Д. М.: Наука, 1998. — 303 с.
  104. Р.Г., Васильев В. И., Гайнуллин К. Х. и др. Методы интерпретации КВД горизонтальных скважин Уфа: УГНТУ, 1996, сб. Нефть и газ.
  105. А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: Недра, 1987. 309 с.
  106. В.Н. Основы и приложения неустановившейся фильтрации. -М.: Нефть и газ, 1995. 4.1, 586 е., 4.2, — 493 с.
  107. В.Н., Лапук Б. Б. Подземная гидравлика. М.: РГУНГ, переиздание 2001. — 735 с.
  108. Bourdet D. et al. A new set of type curves simplifies well test analysis // World Oil. 1983, May, pp. 95−106.
  109. Bourdet D.P., Auoub J.A., Pirard Y.M. Use of pressure derivative in well testinterpretation. Paper SPE, 12 777, 1984.
  110. Eclig-Economides C.A. Use of pressure derivative for diagnosing pressure-transient behavior. JPT, Oct. 1988, p. 1280−1282.
  111. Favennec J. The Economics of EOR // Enhanced Oil Recovery (EOR) 2004: reports of world conference. London.: SPE. — 2004. — P. 134−156.
  112. Fetkovich M.J. The Isochronal Testing of Oil Wells, paper SPE/AIME 4529, 1973.
  113. Fundamentals of Transient Well Test Behavior. Manual Shlumberge.
  114. Gringarten A.C., Bourdet D.P., Landel P.A., Kniazeff V.J. A comparison between different skin and wellbore storage type curves for early-time transient analysis. Paper SPE 8205, 1979.
  115. Home R.N. Modern well test analysis. A computer-aided approach. Petroway, Inc., 2000. — 257 p.
  116. Joshi S.D. Augmentation of Well Productivity With Slant and Horizontal Wells. Paper SPE, 15 735, 1986.
  117. Kuchlic F.J. Well testing and interpretation for horizontal wells. JPT, Jan. 1995, p. 36−41.
  118. Lee J. Well Testing, SPE, Richardson, TX, Eleventh Printing, 2002, 159 p.
  119. Lichtenberger C.J. Data acquisition and interpretation of horizontal well pressure transient tests. JPT, Febr. 1994, p. 157−162.
  120. Oden A.S. Pseudo-State Flow Equation and Productivity Index for a Well With Noncircular Drainage Area. JPT, Nov, 1978, p. 1630−1632.
  121. Production Data Analysis to Evaluate Hydraulically-Fractured Gas Well Performance. Paper SPE 84 475, 2003.
  122. Rishing J.A., Blassingame T.A. Integrating Short-Term Pressure Buildup Testing and Long-Term
  123. Standing M.B. Inflow Performance Relationships for Damaged Wells Producing by Gas Drive Reservoirs, JPT, Nov, 1970, p. 1399−1400.
  124. Наименование объекта патентных прав полезная модель
  125. Устройство для исследования многоствольных скважин»
  126. Регистрационный номер объекта патентных прав 45 776
  127. Приоритет 11 января 2005 г.
  128. Дата регистрации в ФИПС 27 мая 2005 г.
  129. Дата начала использования 11 января 2005 г, .
  130. Заключение комиссии планируется использовать с 11 января 2009 г. &bdquo-по 10 января 2010 г.і1. ОАЛушеева1. В.Н.Федоров1. И.Ш.Усманов1. А.М.Шарипова1. Председатель комиссии:1. Члены комиссииподпись1. Глодлись/"1. ПОДЯИф1. ОММ
  131. Экономический эффект определяется как разница затрат при использовании зового варианта и сравниваемго варианта.
  132. I. Исходные данные и расчет экономического эффекта
  133. Показатели Усл. обоз. изм. Варианты
  134. Стоимость электронного манометра МТУ-04 Цмту руб. 26 460,00 Ведомость наличия основных средст
  135. Стоимость скважинного манометра-термометра АМТ-08 Цамт руб. 50 127,40 Ведомость наличия основных средст
  136. Количество манометров МТУ-04, используемых для проведения исследования одной скважины Vі 14 мту шт 2 Справка для расчета экономической эффективности от использования патента
  137. Количество автономных манотермометров АМТ-08, используемых для проведения исследования одной скважины камт 6 Справка для расчета экономической эффективности от использования патента
  138. Годовая норма амортизации МТУ-04 Нмту % 10,40 Ведомость наличия основных средст (ВФ СНГ-ОС2)
  139. Стоимость 1часа работы бригады КРС с установ? кой «Непрерывная труба» руб. 6 281,24 6 281,24 Планово-расчетные цены на услуги СУПНПиКРС- на 2006 г.
  140. Среднее время работы 2-х насосных агрегатов 1 ЦА-320 Т 1 ца час 15,00 Справка для расчета экономической эффективности от использования патента
  141. Стоимость 1 часа рабо> ты ЦА-320 С руб. — 693,21 Тарифы на услуги транспорта ОАО «СНГ на 2006 г.1. РАСЧЕТ НЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ
  142. Амортизация, начисленная по устьевому манометру УТУ-04 за время его использования при проведении 1 скважинно-исследования, А «¦мту руб. 18,22 365 дн = 8760 час А"у= (Цш/Нмту/Ю0ГТг. / 8760*Кмту
  143. Амортизация, начисленная по глубинному мано-термометру АМТ-08 за время его использования при проведении 1 скважинно-исследования, А «амт руб. 369,60 365 дн = 8760 час Аамт» (LWfWIOO)^. / 8760*Камг
  144. Затраты на проведение исследовательских работ (ГИС, ГДИС) в одной скважине 3 1,2 руб. 132 117,92 39 588,77 3*1 = ТЛ * С*, — лИ -т* * Ог-12 U 2
  145. Затраты на обработку и интерпретацию полученной информации по исследованию одной скважины 4° 3 1,2 руб. 22 078,87 3 028,00 оО т° * 1 1,2 ^ 1,2
  146. Затраты на работу бигады КРС ок J 1,2 руб. 374 487,53 136 679,78 3*1,2 = Ti, 2 * С1(242 3 4 5 6 7
  147. Затраты на работу 2-х насосных агрегатов ЦА-320 з ¦-'ца руб. 20 796,30 а ~ (Тца * Сца) * 2
  148. РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО Э< иФЕКТА
  149. Приведенные затраты на одно скважинно исследование 3.2 руб. 528 684,31 200 480,67 3-)= 3 ^ + + 3*1,' 32 = Ашу + Ааиг+Зи2 + 3°2 + 3*2 + Зцз
  150. Наименование объекта патентных прав Устройство для исследования горизонтальных скважин
  151. Регистрационный номер объекта патентных прав 41 081
  152. Дата приоритета 05.03.2004
  153. Дата регистрации в ФГУ ФИПС 10.10,2004
  154. Дата начала использования 05.03.2004
  155. Заключение комиссии продлить срок использования полезной модели «Устройство для исследования горизонтальных скважин» на период с 05.03.2009 по 05.03.2010
  156. ОАО «Сургутнефтегаз», курирующих структурное подразделение)1. Председатель комиссии:1. Члены комиссии:1. СОГЛАСОВАНО
  157. Заместитель главного геолога начальник геологического управлениядолжность руководителя служЬы, отдела, управленияпоДпЙсьГ
  158. Экономический эффект определяется как разница затрат при использовании нового варианта и сравниваемго варианта.
  159. I. Исходные данные и расчет экономического эффекта
  160. Показатели і Усл. обоз. изм. Варианты
  161. Базовый (геофизическое устройство, спускаемое на установке «Непрерывная труба») Сравниваемый (устройство для исследования многоствольной скважины конструкции авторов патента) Примечание2 3 4 5 6 /1. ИСХОДИЫЬ ДАННЫЬ
  162. Объем применения {количество скважин, на которых были проведены термогидродинамические исследования) Qu СКВ 1 1 Справка для расчета экономической эффективности от использования патента
  163. Стоимость электронного манометра МТУ-04 Цмту руб. 26 460,00 Ведомость наличия основных средст (ВФ СНГ-0С2)
  164. Стоимость скважинного манометра-термометра АМТ-08 Цамг руб. 50 127,40 Ведомость наличия основных средст (ВФ СНГ-ОС2)
  165. Количество манометров МТУ-04, используемых для проведения исследования одной скважинымту шт 2 Справка для расчета экономической эффективности от использования патента
  166. Количество автономных манотермометров АМТ-08, используемых для проведения исследования одной скважины Камт шт 6 Справка для расчета экономической эффективности от использования патента
  167. Годовая норма амортизации МТУ-04 НМТу % 10,40 Ведомость наличия основных среда (ВФСНГ-0С2)
  168. Годовая норма амортизации АМТ-08 1 Іамт % 37,12 Ведомость наличия основных средст (ВФ СНГ-ОС2)
  169. Время, необходимое на проведение исследовательских работ (ГИС, ГДИС) в одной скважине .рИ 1 1.2 час 59,62 29,00 Т», расчет среднего метража исследований на одну скважино-опера-цию по тресту «СНГФ" — Гг — акт проведения хронометража от 25.12.06
  170. Средняя стоимость 1 часа работы исследовательской группы СНИПИ и геофизической партии треста «СНГФ» рИ ^ 1,2 руб. 2216,00 1 393,70 С*5 справочник плановых цен на 2006 г. по тресту «СНГФ" — С"г — расчет средней стоимости 1 ч работы исследовательской группы
  171. Стоимость 1часа работы бригады КРС с установ-$ кой «Непрерывная труба» С, 2 руб. 6 281,24 6 281,24 Планово-расчетные цены на услуги СУПНПиКРС на 2006 г.
  172. Среднее время работы 2-х насосных агрегатов * ЦА-320 1 ца час 15,00 Акт проведения хронометража от 25.12.06
  173. Стоимость 1 часа рабо-5 ты ЦА-320 Гца руб. 693,21 Тарифы на услуги транспорта ОАО «СНГ» на 2007 г. 1. РАСЧЕТНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ
  174. Амортизация, начисленная по устьевому манометру МТУ-04 за время его использования при проведении 1 скважинно→ исследования Дмту руб. 18,22 365 дн = 8760 час А»,=(Ц"у*Нш/100)/ 8760 * Т2 * Кмгу
  175. Амортизация, начисленная по глубинному мано-термометру АМТ-08 за время его использования при проведении 1 скважинно-исследования, А руб. 369,60 365 дн = 8760 час А^Цзм/Н^ЮО)/ 8760 «ТУК"*
  176. Затраты на проведение исследовательских работ (ГИС, ГДИС) в одной скважине 3 1,2 руб. 132 117,92 40 417,30 пи ти * ЛИ. ¿-1-М 1, о» ти * рИ и 2 — ' 2 ^ 2
  177. Затраты на обработку и интерпретацию полученной информации по исследованию одной скважины 3 1,2 руб. 8 279,46 2 972,00 «о т° * г"° ^ 1,2 «1 1.2 «1,2
  178. Затраты на работу бигады КРС ок 1,2 руб. 374 487,53 136 679,78 3*1.2 = Т12 * С (242 3 4 5 6 7
  179. Затраты на работу 2-х насосных агрегатов ЦА-320 з руб. 20 796,30 Зца = (Тца * Сца) * 2
  180. РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА
  181. Приведенные затраты на одно скважинно иссле-1 дование 3, д руб. 514 884,91 201 253,20 3, = 3й! + 3°, + 3- = Алу + &-тт +3 2 + 3°2 ¦+ 3*2 + Зца
  182. Наименование объекта патентных прав Способ определения фильтрационных параметров сложнопостроенных коллекторов и многопластовых объектов
  183. Регистрационный номер объекта патентных прав 2 290 507
  184. Дата приоритета 11.01.2005
  185. Дата регистрации в ФГУ ФИПС 27.12.2006
  186. Дата начала использования 11.01.2005
  187. Заключение комиссии продлить срок полезного использования изобретения «Способ определения фильтрационных параметров сложнопостроенных коллек торов и многопластовых объектов» на период с 12.01.2009 по 11.01.2010
Заполнить форму текущей работой

Заказал и сдал!