Гидродинамические исследования скважин и пластов со сложными траекториями нестационарных течений, а также неньютоновских нефтей

• Автор: Шагиев, Рудольф Гиндуллович
• Шифр специальности: 05.15.06
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 2000
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 232 с. : ил.

ВВЕДЕНИЕ
Актуальность проблемы диссертационного исследования
Цель работы
Объект и предмет исследований
Основная научная гипотеза
Задачи исследования
Методы исследований
Теоретическая и практическая значимость
Апробация работы
Публикации
Номенклатура основных символов нефтепромысловых параметров гидродинамических исследований скважин (ГДИС) и уравнений в различных системах измерений
Условные обозначения, встречающиеся в формулах и на рисунках
Список принятых сокращений
ГЛАША
Анализ теоретических основ гидродинамических исследований скважин на неуста-новившшихся режимах (КПД-КВД). Модель пластовой фильтрационной системы
!. I Основное дифференциальное уравнение линейной теории упругого режима
фильтрации. Главные допущения
1.2. Прямые и обратные задачи подземной гидромеханики и их приложения к гидродинамическим исследованиям скважин
1.3. Основная задача линейной теории упругого режима. Метод без учета цтигока
1.4. Принцип суперпозиции в процессах восстановления давления. Учет работы
скважины до остановки. Метод Хорнера
1.5. Влияние изменения состояния призабойной зоны пласта на распределение давления. Скин-фактор
1.6. Влияние объема ствола скважины на перераспределение забойного давления

1.7. Разработка метода анализа данных исследований скважин с помощью универсальных графиков и палеток
1.7,1. Пример интерпретации данных реагирующих скважин
1.8. Исследований и разработка диагностических признаков (ДИ) различных типов фильтрационных потоков
1.9. Разработка новых средств анализа данных ГДИС - проюводшьк давления
Выводы
ГЛАВА
Разработка методов планирования техники и технологии проведения гидродинамических исследований скважин
2.1. Выбор вида гидродинамического исследования к данных для составления .программ ГДИС
2.2. Методы планирования технологии проведения ГДИС
2.3. Характеристика приборов и оборудования для ГДИС
Выводы
ГЛАВА
Разработка методов анализа и интерпретации КЦД-КВД с использованием диагностических признаков
3.1. Последовательность анализа и интерпретации данных ГДИС
3.2. Пример апробации предлагаемых методов
Выводы
ГЛАВА
Особенности исследований газовых скважин
Выводы
ГЛАВА §
Разработка методов анализа и интерпретации данных ГДИС горизонтальных скважин

5.1. Характеристика «установившихся процессов перераспределения давления в горизонтальных скважинах
5.2. Особенности планирования ГДИС горизовталъньк сважин
5.3. ОпыггГДИС горйзонпгальньк скважин и апробация предложенных методов166 Выводы
ГГЛАЖА
Разработка методики, техники и технологии ГДИС месторождений аномальных нефтей
6.1. Методика изучения влияния аномально-вязкостных свойств нефти с предельным градиентом на характер КВД
6.2. Техника и технология ГДИС аномальных нефтей. Выбор скважины, оборудование и приборы
6.3. Обработка и ишпгерпретацин результатов
6.4. Гистерезисные явления при исследовании юшастов
6.5. Исследование скважин на стационарных режимах
Выводы
1АЗШРЩОТШЕ
©сшвшиьпе выводы и рекомендации
ЛШТЕ1РАТГУРА
ШРМШОЖЕШМЕ
Программа учебного курса *Тлвдр©динамические исследовании нефтяных и газовых скважин.”
ЖЖШеЖЕЕШЖ
Справка о внедрении разработок Шагаева Р.Г. в области исследования скважин и пластов на месторождениях АНК "Башнефть'’
3. Скважина работает с постоянным давлением щ забое:
Р(гс,!)=Рс=сопМ, при г
(1.15)
4. Скважина работает с заданным переменным забойным давлением:
Р(ГсД)=Р1(1), при г = г(
(1.16)
5. Скважина работает с переменным дебитом на забое:

Г = Ело, ИЗ И Г
йг *
(1.17)
Имеется и другие возможные внутренние граничные условия, которые отражают обстановку ш стенке скважины и учитывают:
о Влияние ствола скважины, т.к. в большинстве случаев закрытие - открытие скважины производится на устье на поверхности. Между точкой регистрации забойного давления и устьем имеется некоторый объем ствола скважины (см. рис. 11). В промежуток между закрытием скважины на устье и прекращением потока ш забое (т.е. через поверхность фильтрации пласта, вскрытого скважиной) пройдет некоторое время, в течение которого возможен приток (отток) жидкости в ствол скважины за счет сжатия там флюида, сегрегаций фаз и других эффектов, о Влияние скин-фактора В, характерюующего состоящие призабойной зоны пласта, т.е. улучшены или ухудшены параметры пласта (например, Ик/р.) в ГОИ по сравнению с удаленной зоной пласта, о Наличие трещин (естественных и искусственных, например за счет гидравлического разрыва пласта, и др.).
о Гидродинамическое несовершенство скважин по степени и характеру вскрытия продуктивного пласта (частичное вскрытие пласта, тип забойного фильтра и плотность перфорации и др.). о Другие эффекты (температурные, инерция столба жидкости и т. Д.).
Как следствие возможно моделирование скважины и внутренних граничных условий, характерюующих не только традиционный плоско-радиальный фильтрационный поток, но и прямолинейно-параллельный поток (например, к линейному источнику), билинейный шток (к трещине), сферический и полусферический потоки, т.е. более сложные