Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Исследование скважин на нестационарных режимах в системе пласт-скважина

Диссертация: Исследование скважин на нестационарных режимах в системе пласт-скважина
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Традиционно для описания характера притока к вертикальной скважине используется модель плоскорадиального течения. Однако в некоторых случаях, например, в пластах большой толщины, когда скважина вскрывает пласт в его середине в ограниченном интервале перфорации, такой подход может быть неправомерен. В частности, в таких случаях для интерпретации КВД рекомендуется пользоваться моделью сферического… Читать ещё >

Исследование скважин на нестационарных режимах в системе пласт-скважина (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • 1. Краткий анализ теоретических и промысловых результатов в области гидродинамических исследований пластов и скважин
  • 2. Интерпретация переходных процессов при освоении скважин эжекторными установками для оценки параметров системы «пласт-скважина»
    • 2. 1. Описание эжекторной установки УГИС
    • 2. 2. Общее решение задачи
  • 3. Обработка КВД для случая сферического стока. Интерпретация КВД в горизонтальной скважине методом детерминированных моментов
    • 3. 1. Выбор фильтрационных моделей по КВД для случая сферического фильтрационного потока
    • 3. 2. Метод обработки КВД в горизонтальной скважине
  • 4. Модель притока к горизонтальной скважине в трехмерном анизотропном пласте
    • 4. 1. Обзор существующих подходов к моделированию притока слабосжимаемой жидкости к горизонтальной скважине
    • 4. 2. Решение прямой задачи для стационарного и нестационарного притоков к горизонтальной скважине
    • 4. 3. Упрощенный подход к определению коэффициента продуктивности горизонтальной скважины
    • 4. 4. Определение коэффициента продуктивности горизонтальной скважины вероятностно-статистическими методами
  • 5. Методы интерпретации КВД с учетом притока для вертикальной скважины
    • 5. 1. Интерпретация КВД с учётом притока для коллекторов различных типов
  • 6. Интерпретация КВД в газоконденсатных скважинах

Одним из важных направлений научно-технического прогресса в решении вопросов разработки нефтяных и газовых месторождений является создание новых и усовершенствование традиционных, хорошо известных гидродинамических методов исследования пластов и скважин (ГДИС), результаты которых согласно Регламента РД на проектирование разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений являются составной частью проектных технологических документов. Их результаты также широко I используются при анализе, контроле и регулировании процессов выработки запасов УВ.

К настоящему времени накоплен достаточно богатый опыт в области гидродинамических исследований пластов и скважин. Этому способствовали работы видных российских и зарубежных учёных таких, как В. Н. Щелкачева, [94, 95], И. Д. Умрихина [97, 98], С. Н. Бузинова [24−27], Ю. П. Борисова [9−15], В. Н. Васильевского [28], С. Г. Вольпина [29−33], Н. И. Днепровской [40−43], С. Н. Закирова [45−47], Р. Н. Дияшева [36−39], Л. Г. Кульпина [62−68], Ю. А. Мясникова [74, 75], А. Х. Мирзаджанзаде [73], B.C. Орлова [76], Ю. М. Смирнова [29], Р. Н. Дияшева [36−39], В. М. Кузьмина [57−61], А. С. Грингартена [122−125], С. Д. Джоши [136], Р. Рагавана [154−156], Д. Ли [142,143,160] и др.

Необходимо отметить тот факт, что развитие нефтяной промышленности России в последние десятилетия происходило на фоне заметного ухудшения структуры запасов нефти. Это, в первую очередь, связано в значительной степени с выработкой многих крупных высокопродуктивных месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири. I.

Во-вторых, вновь вводимые в разработку месторождения характеризуются высокой геологической неоднородностью, трудоноизвлекаемыми запасами, приуроченными к карбонатным породам, газонефтяным залежам, залежам с высоковязкими нефтями и аномальными условиями их залегания. В-третьих, многие месторождения России находятся в стадии падающей добычи нефти, добываемая продукция из которых характеризуется большой степенью обводненности.

В этой связи проблема рациональной и экономически выгодной выработки извлекаемых запасов УВ является актуальной задачей как для ученых, так и для производственников. Следует отметить и тот факт, что в последнее время в России и за рубежом пристальное внимание уделяется вопросам разработки залежей УВ горизонтальными и наклонно-направленными скважинами, что является наиболее действенным орудием активизации трудноизвлекаемых запасов в низкопроницаемых зонах.

Немаловажную роль при этом отводят гидродинамическим исследованиям пластов и скважин. Важно отметить, что в последнее время результатам этих исследований уделяется мало внимания как при конкретном проектировании, (моделировании процесса) разработки месторождений УВ, так и на стадии их выработки. В этой связи результаты ГДИС представляют определенный интерес. j.

Необходимо отметить, что в процессе моделирования процесса разработки месторождений встаёт вопрос получения исходной информации о фильтрационно-ёмкостных свойствах коллектора в зоне дренирования скважин. Также важен вопрос о знании дополнительных фильтрационных сопротивлений в прискважинной зоне. Важнейшими источниками получения этой информации являются гидродинамические исследования пластов и скважин. К ним относятся кривые восстановления давления, гидропрослушивания, индикаторные диаграммы и т. д. Кроме того, хорошо известны методы по интерпретации гидродинамических исследований пластов и скважин, которые базируются на результатах мгновенных замеров забойных давлений и дебитов. Данные о фильтрационных характеристиках продуктивного пласта также необходимы и для тех случаев, когда условия проведения исследований неточно отвечают соответствующей модельной ситуации, например, при немгновенной остановке скважины при снятии КВД и для тех скважин, которые только предстоит ввести в эксплуатацию. В последнем случае было бы крайне важным знать фильтрационные характеристики прискважинной зоны пласта без проведения дополнительных исследований, т. е. в процессе освоения скважины. Такой подход выгоден с точки зрения наиболее эффективного использования временных и людских ресурсов.

В результате проведения ГДИС тем или иным методом определяются параметры пластов и скважин (гидропроводность, продуктивность, скин-фактор, пластовое и забойное давления и др.) При этом немаловажным фактором является достоверность определения фильтрационно-ёмкостных t характеристик пласта по результатам ГДИС, которая зависит от ряда факторов. Среди них можно выделить правильный выбор гидродинамической модели и, как правило, методики интерпретации результатов и область их применения. Важно также выявить источники возможных погрешностей при интерпретации ГДИС.

Традиционно для описания характера притока к вертикальной скважине используется модель плоскорадиального течения. Однако в некоторых случаях, например, в пластах большой толщины, когда скважина вскрывает пласт в его середине в ограниченном интервале перфорации, такой подход может быть неправомерен. В частности, в таких случаях для интерпретации КВД рекомендуется пользоваться моделью сферического стока. В связи сг этим возникает вопрос о разработке методического подхода, который бы позволил проводить интерпретацию КВД для таких специфических случаев, а также осуществлять диагностику фильтрационных моделей по результатам интерпретации КВД. Этот подход также может позволить выбрать фильтрационную модель пористого или трещинно-пористого пласта, а также оценить неоднородность его по проницаемости для построения i гидродинамической модели.

В последнее время все большую актуальность приобретает разработка методов интерпретации КВД в газоконденсатных скважинахи оценки состояния продуктивного пласта в прискважинной зоне. Хорошо известно, что особенностью разработки газоконденсатных месторождений является то, что при снижении давления в пласте, начиная с некоторого его значения, которое определяется температурой, компонентным составом газоконденсатной смеси и т. д., начинает выпадать конденсат, что приводит к возникновению двухфазной фильтрации. Это явление затрудняет диагностику фильтрационных характеристик коллектора в прискважинной зоне (механический скин-фактор). В связи с отмеченным, в работе представлен несколько иной подход к интерпретации КВД для газоконденсатных скважин по сравнению с разработанными методами для I случая однофазной фильтрации, который позволяет в первом приближении определять гидропроводность и скин-фактор даже в случае немгновенной остановки скважины.

В настоящее время при разработке нефтяных и газовых месторождений, наряду с вертикальными скважинами, широко используются горизонтальные скважины. В современной нефтепромысловой науке значительное место уделяют вопросам исследования горизонтальных скважин, а также описания процесса притока УВ к ней. Используемые в настоящее время подходы к описанию притока к горизонтальной скважине, как правило, сводят решение трёхмерной задачи фильтрации к ряду двумерных. Однако эти подходы не лишены погрешности, поскольку поле давления в данном случае трёхмерно. В связи с отмеченным, в работе предложено решение задачи моделирования притока к горизонтальной скважине с помощью трёхмерного уравнения пьезопроводности в анизотропном пласте.

В работе также представлен нетрадиционный подход по оценке коэффициента продуктивности по мгновенным замерам забойного давления и дебита в работающих горизонтальных скважинах.

Необходимость исследований вышеизложенных вопросов диктовалась требованиями, предъявляемыми к построению геолого-технологических моделей продуктивных пластов, к конкретному проектированию их разработки, контролю, анализу и регулированию процесса выработки запасов УВ.

Заключение

.

1. Предложен новый методический подход к интерпретации произвольных замеров дебитов и давлений, позволяющий оценивать состояние продуктивного пласта уже на стадии освоения скважины. Интерпретация проводится методомнелинейной регрессии по мгновенным замерам забойного давления и дебита. Существенно новым является то, что процесс освоения скважины совмещен с интерпретацией. Это значительно экономит время и позволяет более эффективно расходовать материальные и технические ресурсы.

2. Получено диагностическое соотношение для осуществления выбора адекватной фильтрационной модели по КВД для сферического фильтрационного потока (модели однородного пласта, пласта, содержащего зону ухудшенной проницаемости вокруг сферического стока и трещинно-пористого пласта). Данный метод позволяет существенно увеличить выход полезной информации по КВД без привлечения дополнительных затрат.

3. Разработан новый методический подход по интерпретации КВД в горизонтальных скважинах. Осуществляется предварительный выбор фильтрационной модели по КВД (модели однородного и трещинно-пористого пластов). С помощью этого метода определяются также параметры анизотропии пласта. Существенным достоинством этого подхода является то, что не выделяются периоды притока к горизонтальной скважине, как принято в традиционных методах интерпретации КВД, что снижает неопределенность в интерпретации КВД.

4. Получено аналитическое решение для описания стационарного и нестационарного притоков слабосжимаемой жидкости в горизонтальной скважине для ограниченного анизотропного пласта в форме параллелепипеда, при этом кровля и подошва непроницаёмы, а на боковых гранях поддерживается постоянное давление. В результате упрощений получена формула для стационарного притока к горизонтальной скважине, удобная для инженерных расчетов.

5. На базе решения для нестационарного притока к горизонтальной скважине, получено выражение для оценки коэффициента продуктивности в процессе безостановочной эксплуатации по замерам забойного давления и дебита скважины. Этот подход может быть полезен в тех случаях, когда нежелательно менять режим эксплуатации скважины по причинам технологического или организационного характера, а также из-за тяжелых климатических условий.

6. Получены универсальные соотношения для интерпретации КВД в пористом и трещинно-пористом пластах с учётом притока. Зная зависимость притока от времени после остановки скважины, можно диагностировать фильтрационную модель, а затем определить параметры в рамках конкретной модели, при этом метод не связан с перестройкой КВД в специальных, координатах с целью выделения прямолинейных участков. ф 7. Разработан методический подход к интерпретации КВД для газоконденсатных скважин. При этом определяется абсолютная проницаемость, а также механический скин-фактор при наличии двухфазной фильтрации в прискважинной зоне. 1.

Показать весь текст

Список литературы

  1. З.С., Шеремет В. В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты.-М.Недра, 1995.-131 с.
  2. И.М., Басович И. Б., Бакарджиева В. И., Капцанов Б. С. Применение метода детерминированных моментов для обработки кривых восстановления давления при исследовании неоднородных пластов//Тр. ВНИИ Добыча нефти, вып. 61.-М., 1977.- с. 174−182.
  3. К.С., Кочина И. Н., Максимов В. М. Подземная гидромеханика, М. Недра, 1993.
  4. К.С., Хайруллин М. Х., Садовников Р. В. и др.
  5. Интерпретация газогидродинамических исследований вертикальных иjгоризонтальных скважин на основе теории решения некорректных задач// Горизонтальные скважины: Тез. 3-го Международного семинара 29−30 ноября 2000 г.-Москва, 2000.-c.84.
  6. И.Б. Некоторые обратные задачи теории фильтрации.-Дис. канд. физ-мат. наук, М.: 1974.-107л.
  7. И.Б. Определение переменной проницаемости пласта в случае радиальной симметрии по опытным откачкам из центральной скважины// Прикладная математика и механика, Т.38.-1974.- с.514−522.
  8. И.Б., Капцанов Б. С. Выбор фильтрационных моделей по данным гидродинамических исследований скважин//Нефт. хоз-во.-1980.-№ 3 .-с.44−47.
  9. И.Б., Капцанов Б. С. обработка результатов гидродинамическихисследований скважин методом детерминированных моментов.//Азерб. нефт. хоз-во.-1987.
  10. Ю.П., Баренблатт Г. И. и др. Об определении параметров пласта по данным о восстановлении давления в остановленных скважинах. Изв. АН СССР, ОТН, 1957, № 11, стр. 84−91.
  11. Ю.П., Орлов B.C. Интерпретация данных восстановления давления и их использование при построении карт изобар.// Нефтяное хозяйство, 1957, № 7, стр. 39−43.
  12. Ю.П., Требин Ф. А., Мухарский Э. Д. К определению параметров пласта по кривым восстановления давления с учётом притокаIжидкости в скважину после её закрытия.// Нефтяное хозяйство, 1958, № 8, стр. 3 8−45.
  13. Ю.П. Определение параметров пласта при исследовании скважин на неустановившихся режимах с учетом продолжающегося притока жидкости.//Тр. ин-та/ВНИИ.-1959.-Вып. 19.-е. 115−133.
  14. Ю.П. Интерпретация кривбгх гидродинамического исследования продуктивных пластов в случае их неоднородности по площади. Труды ВНИИ, вып. 19,1959, стр. 146−151.
  15. Ю.П., Блох С. С., Митюшов В. Н. Анализ некоторых методов обработки кривых восстановления давления в неоднородных пластах. ВНИИ, Труды. Вып.55, 1970, стр. 174−188.
  16. Ю.П., Орлов Ф. Ф. Исследование нагнетательных скважин месторождения Контур-Так. Нефтепромыловое дело, 1979, № 10, стр. 17−20.I112 I
  17. Г. В., Кадет В. В. Влияние структуры порового пространства коллектора на дебит при двухфазном течении газа и конденсата. М.: «Нефтепромысловое дело», № 9, 2001. ,
  18. Г. В. Кульпин Л.Г. Выбор объектов интенсификации добычи нефти на примере некоторых скважин месторождения «Белый Тигр», М.: ОАО ВНИИОЭНГ «Нефтепромысловое дело», № 7, 2002.
  19. Г. В., Бахишев В. Ю., Кульпин Л. Г., Шановский Я. В. Интерпретация переходных процессов при освоении скважин эжекторнымиIустановками для оценки параметров системы пласт-скважина. М.: ОАО ВНИИОЭНГ «Нефтепромысловое дело», № 8, 2002.
  20. Г. В. Интерпретация КВД с учетом притока для коллекторов различных типов. М.: ОАО ВНИИОЭНГ «Нефтепромысловое дело», № 11,2002.
  21. Г. В. Продуктивность горизонтальной скважины. М.: ОАО ВНИИОЭНГ «Нефтепромысловое дело», № 12, 2002.
  22. Г. В. Метод интерпретации КВД в газоконденеатных скважинах. М.: «Нефтепромысловое дело», № 9, 2003, с.29−33.
  23. Г. В. Диагностика фильтрационных моделей по КВД для случая сферического фильтрационного потока. М.: «Нефтепромысловое дело», № 11, 2003, с.41−45.
  24. С.Н., Умрихин И. Д. Исследование пластов и скважин при упругом режиме фильтрации. М. гНедра, 1964, 273 с.
  25. С.Н., Умрихин И. Д. Влияние неоднородности пласта по напластованию на определение его параметров по данным наблюдения егоIнестационарной фильтрацию -тр.ВНИИ. 1966, с. 307−321.
  26. С.Н., Умрихин И. Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов, М. Недра, 1984.
  27. С.Н., Крапивина Г. С., Ковалев А. Л. Расчет притока к горизонтальной скважине при кустовом размещении.//Газовая промышленность, № 9, 2003.
  28. В.Н., Петров А. И. Исследование нефтяных пластов и скважин. М. :Недра, 1973.
  29. С.Г., Мясников Ю. А. Методика обработки кривых восстановления устьевого давления.-«Нефтяное хозяйство», 1978, № 5, с.47−52.
  30. С.Г., Ломакина О. В. Метод определения параметров низкопроницаемого пласта//Нефтяное хозяйство.-1988-№ 5.-С.27−30.
  31. С.Г., Мясников Ю. А., Свалов Ю. М. Развитие методов гидродинамических исследований низкопроницаемых коллекторов// Развитие идей И. М. Губкина в теории и практике нефтегазового дела. XIV Губкинские чтения, 15−17 октября 1996 г.-М., 1996-с.118−119.
  32. С.Г., Мясников Ю. А., Свалов А. В. Гидродинамические исследования низкопроницаемых коллекторов//Нефтяное хозяйство, № 12, 2000 Г.-С.8.
  33. И.Н., Мордвинов А. А. ГидродинамическоеIсовершенство скважин. М. ВНИИОЭНГ, 1983 (обзорная информация ВНИИОЭНГ. Сер.: Нефтепромыловое дело.)
  34. А.И., Алиев З. С., Ермилов О. М. и др. Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995, 523 с.
  35. Р.Н. Анализ результатов промысловых исследований нефтяных скважин, характеризующих изменение гидродинамических свойств пластов в зависимости от депрессии.- Труды татНИПИнефть, 1970, вып.20,с.135−146.
  36. Р. Н. Зайнуллин Л.Г. Анализ результатов исследования нагнетательных скважин на неустановившихся режимах фильтрации-Труды/ТатНИПИнефть, 1973, вып.-24, с.113−118.
  37. Р.Н. Исследование приёмистости малопроницаемых пластов, находящихся в одном объекте с высокопроницаемыми, при закачке в них воды.//Нефтяное хозяйство, 1978, № 11,с.22−26. *
  38. Р.Н. Гидродинамические исследования скважин при контроле за разработкой нефтяных месторождений.-М.:ВНИИОЭНГ, 1979,75 с.
  39. Н.И. и др. Способ вычисления интеграла в методе И.АЛарного-И.Д Умрихина. ВНИИ, НТС по добыче нефти, 1969, вып.36, с.91−95.I
  40. Н.И. Оценка влияния окружающих скважин наизменение давления в реагирующей скважине. Сб. научных трудов/ ВНИИ, 1974, вып. 49, с. 116−125. ,
  41. Н.И., Власова Т. В., Смирнов Ю. М., Щербинин А. П. Методика исследования скважин на разных технологических режимах// Геология нефти и газа, 1985, № 8, с.6−9.
  42. B.C., Каптелин Н. Д., Максимов В. П. Исследование скважин и пластов нефтяных месторождений. М., 1977.
  43. С.Н., Олесюк В. И., Щербаков Г. А. Исследование скважин и контроль за разработкой многопластовых продуктивных комплексов.М.: ВНИИЭгазпром, 1973.
  44. С.Н., Индрупский И. М., Закиров Э. С., Аникеев Д.П.: Новый подход к исследованию скважин и пластов.//Нефтяное хозяйство, № 6, 2002 г., с.113−115.
  45. Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа.-М: изд. Дом «Грааль», 2001,302 с. |
  46. В.А., Р.Н. Дияшев, Р.Г. Мирсаитов Интерпретация КВДIгоризонтальной скважины с учетом притока// Горизонтальные скважины: Тез. Докл. 3- го Международного семинара. 29−30 ноября 2000 г.- Москва, 2000.-с. 103−104.
  47. В.А. Влияние притока жидкости при обработке кривых восстановления давления в трещиновато-пористых коллекторах//Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы. Труды Всероссийской научно-техн. конф.- Альметьевск, 2001.-Т. 1.-е. 148−157.
  48. В.А. Определение фильтрационных параметров пластови реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных игазовых месторождений, М:ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001.-212с.
  49. .С. Гидродинамические’методы в оценке эффективности геолого-технических мероприятий в добывающих скважинах.- Дис. канд.техн. наук, М.: 1981.-167л.
  50. .С., Фогельсон В. Б. Обработка кривых восстановления давления в неоднородных пластах//Нефт. хоз-во.-1984.-№ 2.-С.39−43.
  51. А.Н., Фомин С. В. Элементы теории функций и функционального анализа, М.:Наука, 1976, 544с.
  52. Г., Т.Корн Справочник для научных работников и инженеров, М.: Наука, 1973,823с.
  53. И.Н., Л.Г. Кульпин Особенности кривых восстановления давления в полособразных пластах и методы их обработки. Поисково-разведочные работы по подземному хранению газа в СССР. Тр. Треста «Союзбургаз», вып. 10, М. «Недра», 1971, с. 155−167.
  54. Р.Я., Шагиев Р. Г. Теоретические основы определения параметров пласта по кривым восстановления давления при одномерном прямолинейно-параллельном движении жидкости// Физикохимия и разработка нефтяных и газовых пластов.
  55. В.М., Каменецкий С. Г. и др. Определение параметров непроницаемых границ. ВНИИ, Тематический сборник. 1969, № 3, с.61−75.
  56. В.М., Степанов В. П. Определение параметров совместно разрабатываемых нефтяных пластов. ВНИИ. НТС по добыче нефти. 1969.вып. 26, с.122−125.
  57. В.М., Степанов В. П. О методах интерпретации кривых гидродинамического прослушивания скважин. ВНИИ. НТС по добыче нефти. 1969. вып.36, с.107−112.
  58. В.М., Каменецкий С. Г. Нефтепромысловые исследования пластов. М., 1974.
  59. В.М. Основные итоги научной деятельности ВНИИ в области комплексных методов исследования пластов и контроля за их разработкой// Сб. Научных трудов/ ВНИИ.-1993.-Вып. 117, ч. I.-C.71−77.
  60. Л.Г., Мясников Ю.А! Гидродинамические методы исследования пластов по данным нестационарного притока жидкости к скважинам.- Тр. ВНИИ, 1967, вып.50, с. 109−1 П.
  61. Л.Г. Определение расстояния до границ клинообразных пластов по кривым изменения давления в скважийах. Серия «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденеатных месторождений», № 3. М., ВНИИЭгазпром, 1970, с.25−33.
  62. Л.Г. и др. Использование гидродинамических методов исследования скважин и ЭВМ для уточнения структурного плана Калужских дислокаций. Тр. треста «Союзбургаз», вып. 10, М., Недра, 1971, 40−54.
  63. Л.Г. Методы определения расстояния до прямолинейного сброса в пласте по кривым восстановления давления. «Нефтяное хозяйство», 1971, № 6, с.41−43.
  64. Л.Г., Мясников Ю. А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоносных пластов.-М.:Недра, 1974.-200 с.
  65. Л.Г., Бочаров Г. В. Современные принципы компьютерной интерпретации данных гидродинамических исследований скважин. М., «Нефтяное хозяйство», № 10, 2001.
  66. А.С. Об обработке кривых восстановления давления методом Щелкачева// Нефтяное хозяйство.-1973.- № 7-С.7−9.
  67. А.С. Определение параметров пласта по кривым восстановления давления и падения дебита.-Нефтяное хозяйство, 1973, № 11, с.36−38.
  68. А.С. Интерпретация результатов гидродинамическихисследований скважин при давлениях выше давления насыщения. Сб. i
  69. Разработка нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений. Наука, 1978, с. 119−121.I
  70. Н.А., Пустыльников Л. М. Конечные интегральные преобразования и их применение к исследованию систем с распределенными параметрами.-М.:Наука, 1986.-303с.
  71. А.Х. и др. Об изменениях коэффициента продуктивности скважин газоконденсатных месторождений, разрабатываемых на истощении.//Изв. ВУЗов сер. Нефть и газ, 1962, № 8, с.55−60.
  72. Ю.А. Обработка кривых восстановления давления с учетом притока после кратковременной работы скважины при упругом режиме. Тезисы докл. на научно-техн. конф. молодых ученых и специалистов. Харьков, ОНТИ УКРНИИгаз, 1972, с.45−46
  73. Ю.А., Вольпин С. Г. Методы расчёта забойных давлений в водяных скважинах.-Сб. научных трудов/ВНИИ, 1974, вып.51, с. 184−195.
  74. B.C., Боксерман А. А. Определение среднего пластового давления по промысловым данным при различных режимах эксплуатации нефтяной залежи// Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений.-М., 1963.-С.339−345. |
  75. А.В. Научно-методическое обоснование технологий ударно-волнового воздействия на продуктивные пласты//Нефтяное хозяйство-1999.- № 11.С.26.
  76. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа / Ермилов О. М., Ремизов В. В., Ширковский А. И., Чугунов Л. С. М.: Наука, 1996.-541 с.
  77. В.Б. Анализ точности замеров технологических параметров нефтепромысловых систем для регулирования процессов добычи нефти.-Дис. канд. техн наук.-М.1985−156с.
  78. Р.С., Сулейманов Э. И., Фархуллин Р. Г., Никашев О. А., Губайдуллин А. А., Ишкаев Р. К., Хусаинов В. М. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений.- М.:ОАО «ВНИИОЭНГ», 2000.-228с.
  79. Хуань-Коу-жень. Об обработке кривых восстановления давления с учетом притока жидкости в скважину после её остановки// Тр. ин-таJ МИНХ и ГП.- 1963.- Вып. 42.-е. 164−175.
  80. И.И. Исследование непереливающих скважин по кривой восстановления уровня .//Нефтяное хозяйство, № 2, 2004.
  81. И.А., Умрихин И. Д. Об одном методе определения параметров пласта по наблюдениям неустановившегося притока к скважинам. М., Углетехиздат, 1957, с. 48.
  82. И.А. Подземная гирдомеханика. М., Гостоптехиздат, 1963,396 с.
  83. Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. Гос. изд-во техн. лит. УССР, Киев, 1961, 286 с.
  84. Черных В. А. Теоретические основы разработки газовых месторождений горизонтальными скважинами.//Реферат диссертационной работы, представленной на соискание учёной степени доктора технических наук. М. :1996,92 с. .I
  85. Р.Г. Определение параметров пласта по графикам прослеживания давления в реагирующих скважинах. Изв. Вузов, серия «Нефть и газ», № 11, М., 1960, с.53−59.
  86. Р.Г. Некоторые особенности обработки промысловых кривых восстановления давления.-Изв. ВУЗ. Серия нефть и газ, 1962, № 6, с.51−54.
  87. Р.Г. Сопоставление различных гидродинамических методов определения параметров пластов по кривым изменения забойного давления. Изв. вузов, серия «Нефть и газ», № 4, М., 1962, с. 43−46.
  88. Р.Г. Исследование скважин по КВД, М. Наука, 1998.
  89. А.Н., Тер-Саркисов P.M. и др. Влияние фазовых проницаемостей коллектора на механизм накопления ретроградного конденсата в призабойной зоне скважины//Газовая промышленность.-1996-М.-С.28−31.
  90. А.Н., Тер-Саркисов P.M., Киреев С. В. Влияние неоднородности коллектора в призабойной зоне скважины на приток к ней газоконденсатной смеси// Нефтепромыловое дело-1997-№ 4−5- с. 12−17.
  91. А.Н., Тер-Саркисов P.M., Киреев О. В. Влияние неоднородности коллектора в призабойной зоне скважины на приток к ней газоконденсатной смеси// Газовая промышленность.-1997-№ 2- с. 21 -24.
  92. В.Н. Разработка нефтегазоносных пластов при упругом режиме. М.:Гостоптехиздат, 1959.467с.
  93. В.Н. Избранные труды, т.1 и П, М., Недра, 1990.
  94. Г. В. Гидродинамические исследования нефтяных скважин и пластов. Учеб. пособие для студентов специальности 0205. М., 1975.
  95. И.Д., Днепровская Н. И., Щербинин А. П., Смирнов Ю. М. Исследование нефтяных скважин на нескольких режимах//Нефтяное хозяйство.-1988.- № 7, с.37−39.
  96. И.Д., Днепровская Н. И., Смирнов Ю. М. Состояние и проблемы гидродинамических исследований//Нефтяное хозяйство-1993-№ 3, с.55−57.
  97. Aanonsen, S.I.: «Application of Pseudotime to Estimate Average Reservoir Pressure», SPE 14 256, 1985.
  98. Agarwal, R. G.: «Real Gas Pseudotime A New Function for Pressure Buildup Analysis of Gas Wells», paper SPE 8279, 1979.
  99. Ayan, C.J., and Lee, W.J.: «Multiphase Pressure Buildup Analysis: Field Examples», SPE 17 412,1988.
  100. Babu D.K., A.S. Odeh Productivity of a horizontal Well, SPE 18 334.
  101. Bfe, A., Skjaeveland, S.M., and Whitson, C.S.: «Two-Phase Pressure Transient Test Analysis», SPE 10 224, 1981. •
  102. Вое A., S.M. Skjaeveland and C.H.' Whitson Two-phase pressure test analysis, SPE 10 224.
  103. Bourdet D., A.C. Gringarten Determination of fissure volume and block size in fractured reservoirs by type-curve analysis//SPE 1980, 9293.
  104. Bourdet D., J.A. Ayoub, Y.M. Pirard Use of pressure derivative in well test interpretation//SPE 1985, 13 628.
  105. Chu, W.C., Reynolds, A.C., Jr., and Raghavan, R.: «Pressure Transient Analysis of Two-Phase Flow Problems», SPE Formation Evaluation, (April 1986), 151−161.
  106. Cinco, H., Samaniego, F., and Dominguez, N.: «Transient Pressure Behavior for a Well with a Finite Conductivity Vertical Fracture», Soc. Petr. Eng. J., (August 1978), 253−264.
  107. Cinco, H., Samaniego, F.: «Transient Pressure Analysis for Fractured Wells», J. Pet. Tech., (September 1981).
  108. Cinco, H., Samaniego, F.: «Transient > Pressure Analysis: Finite Conductivity Fracture Case Versus Damaged Fracture Case», paper SPE 10 179 presented at the 6th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, TX, Oct. 5−7, (1981b).
  109. Earlougher, R.C., Jr.: «Advances in Well Test Analysis», Society of
  110. Petroleum Engineers Monograph 5, Dallas, TX, (1977).t
  111. Earlougher, R.C., Jr., and Kazemi, H.: «Practicalities of Detecting Faultsfrom Buildup Testing», J. Pet. Tech., (Jan. 1980),. 18−20.
  112. Economidas M.J. et al. Compehensive simulation od horizontal wellperformance//SPE DE. 1991. Dec. P. 418−421. ji
  113. Ehlig-Economides C.A. Use of pressure derivative for diagnosing pressure-transient behavior// JPT, 1988, Oct., pp. 1280−1282.
  114. Everdingen Van and W. Hurst The application of the Laplace transformation to Flow problems in Reservoirs. J.Pet. Technology, December, 1949.
  115. Everdingen van, A.F., and Hurst, W.: «Application of the Laplace Transformation to Flow Problems in Reservoirs», Trans. AIME, 186 (1949), 305−324.
  116. Fetkovich, M.J.: «The Isochronal Testing of Oil Wells» paper 4529, presented at the SPE 48th Annual Fall Meeting, Las Vegas, NV, Sept. 30 Oct. 3, 1973- SPE Reprint Series, No. 14, 265−275.
  117. Gill, E. Philip, Murray, Walter, and Write, Margaret H.: Practical optimization, Academic Press, New York, 1981.
  118. Goldberg D.E. Genetic algorithms in Search, Optimizations and Machine Learning, Addison-Wesley, Reading, MA, 1989.
  119. Gringarten, A.C., Ramey, H.J., Jj, and Raghavan, R.: «Pressure Analysis for Fractured Wells», paper SPE 4051 presented at the 47th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, TX, Oct. 8−11, (1972).
  120. Gringarten, A.C., Ramey, H.J., Jr., and Raghavan, R.: «Unsteady State Pressure Distribution Created by a Well with a Single Infinite Conductivity Vertical Fracture», Soc. Petr. Eng. J., (August 1974), 347−360.
  121. Gringarten, A.C., and Ramey, H.J., Jr.: «An Approximate Infinite Conductivity Solution for a Partially Penetrating Line-Source Well», Soc. Petr. Eng. J., (April 1975), 140−148- Trans. AIME, 259.
  122. Gringarten А.С. Interpretation of tests in fissured reservoirs and multilayered reservoirs with double porosity behavior: theory and practice//SPE 1982, 10 044. i
  123. Handy, L.L.: «Effect of Local High Gas Saturations on Productivityj1. dices», Drill, and Prod. Prac., API (1957).
  124. Holland J.H. Adaptation in Natural and Artificial systems, The Universuty of Michigan Press, Ann Harbour, 1975.
  125. Home R. Advances in Computer-Aided Well-Test interpretation, JPT, July 1994.
  126. Home R.N. Modern Well Test Analysis, 1995, Petroway Inc.
  127. Home R.N., E. Tauzin Automated reservour model selection in Well test interpretation, SPE 71 569,2001.
  128. Homer D.K. Pressure Build-up in wells.// Proc. Third/ World Petroleum Congress, The Hague, 1951.
  129. Hurst W. Establishment of the skin-effect and its impediment to fluid flow into a well bore.// The Petroleum Engineere. Oct. 1953, Vol. XXV, № 11,.pp. B6-B16. '
  130. Hussainy R. Al, H. Ramey Application of real gas flow theory to well testing deliverability forecasting, J.Pet. Tech. 237, 637−642.
  131. Jones J.R., R. Raghavan Interpretation of flowing well response in gas-condensate wells, SPE 14 204.
  132. Jones J.R., D.T. Vo, R. Raghavan Interpretation of pressure build-up responses in gas-condensate wells, SPE 15 535.
  133. Joshi S.D. Augmentation of well productivity with slant and horizontal wells// JPT, 1988 June, pp. 729−739.
  134. A1 Khalifah, А.А., Aziz, К., and Home, R.N.: «A New Approach to Multiphase Well Test Analysis», SPE 16 473, 1987.
  135. Kuchuk, F.J., and Kirwan, P.A.: «New Skin and Wellbore Storage Type Curves for Partially Penetrating Wells», SPE Formation Evaluation, (Dec. 1987), 546−554.
  136. Kuchuk F.J. Well testing and interpretation for horizontal wells//JPT. 1995. Jan. pp.36−41.
  137. Landa Jorge Luis Reservour parameter estimation constrained to pressure transients, peformance history and distributed saturation data, dissertation, Stanford University 1997. j
  138. Larsen, L.: «Limitations on the Use of Single- and Multiple-Rate Horner, i
  139. Miller-Dyes-Hutchinson, and Matthews-Brons-Hazebroek Analysis», paper SPE 12 135, Proceedings 1983 SPE Annual Technical Conference, San Francisco, Oct. 5−8,(1983).
  140. Lee W.J., S.A. Holditch Fracture evaluation with pressure transient testing in low-permiability gas reservoir//JPT, 1981 Sept. P. 1776−1792.
  141. Lee, W.J.: «Well Testing», SPE Dallas, TX- SPE Textbook Series, No. 1, (1982).
  142. Lichtenberger G.J. Data acquisition and interpretation of horizontal well pressure transient tests// JPT.1994.Febr.P.l57−162.
  143. Martin, J.C.: «Simplified Equations of Flow in Gas Drive Reservoirs and the Theoretical Foundation of Multiphase Buildup Analysis», Trans., AIME (1959), 216,309−311.
  144. Matthew, C.S., Brons, F., and Hazebroek, P.: «A Method for Determination of Average Reservoir Pressure in Bounded Reservoirs», Trans., AIME, (1954), 201, 182−191.
  145. Meunier, D., Wittmann, M.J., and Stewart, G.: «Interpretation of Pressure Buildup Tests Using In-Situ Measurement of Afterflow», J. Pet. Tech. (Jan. 1985), 143−152.
  146. Muskat M. The use of data on build-up of bottom hole pressures.// Transaction AIME, № 123,1937.
  147. Odeh A.S., Babu D.K. Transient flow behavior of horizontal wells: Pressure drawdown and buildup analysis// SPE FE. 1990. Var. P. 7−15.
  148. Odeh A.S., D.K. Babu Productivity of a horizontal well // SPE FE 1990. Mar. P.7−15.
  149. Perrine, R.L.: «Analysis of Pressure Buildup Curves», Drill, and Prod. Prac., API (1956), 482−509.
  150. Poollen van, H.K.: «Radius-of-Drainage and Stabilization-Time Equations», Oil and Gas J., (Sept. 14, 1964), 138−146.
  151. Raghavan R., K.K. Clark Vertical permeability from limited entry flow tests in thick formations//SPEJ 1975, Febr. P.65−73.
  152. Raghavan, R.: «Well Test Analysis: Wells Producing by Solution Gas Drive», Soc. Petr. Eng. J., (Aug. 1976), 1966−208.
  153. Raghavan R., W.-G. Chu, J.R. Jones Prac4ical considerations in the analysis of gas-condensate well-tests, SPE 30 576.
  154. Raghavan, R.: «Well Test Analysis for Multiphase Flow», SPE 14 098,1986.
  155. Roossennac B. Gas condensate wells, a report submitted to theidepartment of petroleum engineering of Stanford «University in partial fulfillment of the requirements for the degree of master of science, June 2001.
  156. Thompson L., J.-G. Niu, A. Reynolds Well testing for gas condensate reservoirs, SPE 25 371.
  157. Weller, W.T.: «Reservoir Performance During Two-Phase Flow», J. Pet. Tech., (Feb. 1966), 240−246.
  158. Xu Shaosong and W. John Lee Gas Condensate Well Test Analysis
  159. Using a Single-Phase Analogy, SPE 55 992, 1999 .i
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!