The 6 references with contexts in paper E. Andaeva A., A. Lysenkov V., M. Khannanov T., Е. Андаева А., А. Лысенков В., М. Ханнанов Т. (2017) “УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ЭКСПРЕСС-МЕТОДА ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НГДУ «ЯМАШНЕФТЬ» // IMPROVEMENT OF EXPRESS METHOD OF HYDRODYNAMIC WELL TESTING IN THE CONDITIONS OF OIL AND GAS FIELDS OF OIL AND GAS PRODUCTION DEPARTMENT «YAMASHNEFT»” / spz:neicon:tumnig:y:2017:i:3:p:41-47

1
Направления совершенствования гидродинамических методов контроля в ПАО «Татнефть» // В. А. Иктисанов [и др.] // Инновации в разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений: материалы Междунар. науч.практ. конф., посвященной 100-летию со дня рождения В. Д. Шашина. – Казань: Ихлас, 2016. – Т. 2. – 268 с.
Total in-text references: 2
  1. In-text reference with the coordinate start=1351
    Prefix
    практике для осуществления контроля в режиме реального времени, оперативного реагирования на изменение режимов работы скважины, получения информации о фильтрационных параметрах пласта и призабойной зоны широкое распространение получило применение глубинного измерительного комплекса (ГИК). ГИК позволяет вести регистрацию забойного давления в реальном времени при работе скважины
    Exact
    [1]
    Suffix
    . Одним из основных условий точности интерпретации полученных данных является работа скважины не менее года без выхода в ремонт. В случае необходимости проведения на скважине геолого-технических мероприятий (ГТМ) (например, обработка призабойной зоны скважины), существует необходимость извлечения ГИК из скважины, следовательно, контроль скважины на время ремонта прекращается.

  2. In-text reference with the coordinate start=6892
    Prefix
    Чем больше зафиксировано «пиков» изменения давления, тем выше точность интерпретации гидродинамических характеристик. В случае если колебание давления не наблюдается, увеличивается погрешность интерпретации. Параллельно с фиксацией давления ведется учет во времени по дебиту жидкости
    Exact
    [1]
    Suffix
    . Тем не менее применение ГИК при интерпретации и пересчете данных имеет следующие ограничения: • в настоящее время данными комплексами оборудованы только скважины с установкой одновременно-раздельной добычи; внедрение в скважины, эксплуатирующие один объект, только начинается; • основным условием получения точных данных являются длительность работы скважины, количество аварийных остановок дл

2
Методическое руководство по проведению и интерпретации результатов гидродинамических методов исследования добывающих скважин без остановок / ПАО «Татнефть» им. В. Д. Шашина. – Бугульма, 2016.
Total in-text references: 3
  1. In-text reference with the coordinate start=1936
    Prefix
    мероприятий (ГТМ) (например, обработка призабойной зоны скважины), существует необходимость извлечения ГИК из скважины, следовательно, контроль скважины на время ремонта прекращается. Существует ряд других технологических условий и критериев применимости, которые непосредственным образом влияют на корректность и точность полученных данных при регистрации ГИК давления
    Exact
    [2]
    Suffix
    . Одним из основных и наиболее распространенных видов исследований, проводимых на промыслах, является определение уровня жидкости в скважине. По данным этого уровня фактически определяется режим эксплуатации скважин и строятся карты изобар.

  2. In-text reference with the coordinate start=11646
    Prefix
    На рисунке 5 представлены результаты регистрации давления с помощью измерительного комплекса во время свабирования в скв. 101. Рис. 5. График регистрации давления на забое скв. 101 во время свабирования Как уже упоминалось ранее, согласно методическому руководству
    Exact
    [2]
    Suffix
    после проведения ГТМ необходимо провести контрольное ГДИС для определения параметров пласта, а, следовательно, успешности выполненного мероприятия. Поэтому для контроля точности определения гидродинамических параметров призабойной зоны скважины во время свабирования со спуском ГИК были проведены исследования скважины с построением КВД.

  3. In-text reference with the coordinate start=12391
    Prefix
    Как видно из таблицы, результаты полученных данных не отличаются междусобой более чем на 5 %, разрешаемых при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. Отмечается различие в полученных данных только по скв. 854. Это объясняется тем, что проведение ГДИС согласно методическому руководству
    Exact
    [2]
    Suffix
    не было завершено, кривая восстановления давления недовосстановилась, следовательно, гидродинамические параметры пласта рассчитаны некорректно. Таблица 1 Сравнительные результаты гидродинамических параметров, полученных с помощью экспресс-метода и стандартным способом по РД No 153-39.0-536-07 По экспресс-методу с применением ГИК Контрольное ГДИ стандартным способом 95 Башкирский

3
Андаева Е. А., Лысенков А. В., Ханнанов М. Т. Обобщение геолого-физической характеристики месторождений НГДУ «Ямашнефть» с целью повышения эффективности гидродинамических исследований скважин // Георесурсы. – 2016. – Т. 18, No 3. – С. 80–87.
Total in-text references: 1
  1. In-text reference with the coordinate start=3571
    Prefix
    В результате этого недостоверность полученных данных осложняет возможность принятия правильного решения о проведении ГТМ, направленных на восстановление, повышение или сохранение на существующем уровне фильтрационной составляющей призабойной зоны скважины (ПЗС)
    Exact
    [3]
    Suffix
    . Для измерения уровня жидкости в скважине нашли применение два основных метода: звукометрический и волнометрический. При звукометрическом способе уровень жидкости определяется произведением скорости распространения звуковой волны в газовой среде и времени прохождения звуковой волны от устья до уровня жидкости в скважине и обратно HУ = (VЗ ∙ tУ)/2,

4
Гаус П. О., Налимов Г. П., Пугачев Е. В. Определение уровня жидкости и скорости звука в затрубном пространстве добывающей скважины // Нефтяное хозяйство. – 2003. – No 2.
Total in-text references: 1
  1. In-text reference with the coordinate start=5374
    Prefix
    Акустическая волна отражается не только от жидкости, но и от любой границы раздела сред, где существенно изменяется плотность, или от любого объекта в скважине, существенно изменяющего форму или площадь сечения затрубного пространства. Некоторыми авторами
    Exact
    [4]
    Suffix
    замечено, что с увеличением давления насыщения нефти газом скорость звука уменьшается. Еще одним важным фактором, определяющим скорость звука в затрубном газе, являются средняя плотность и температура газовой среды, которые зависят от условий разгазирования и движения газа в затрубном пространстве скважины.

5
Карнаухов М. Л., Пьянкова Е. М. Современные методы гидродинамических исследований скважин: справочник инженера по исследованию скважин. – М.: Инфа-Инженерия, 2010. – 432 с.
Total in-text references: 2
  1. In-text reference with the coordinate start=5856
    Prefix
    Еще одним важным фактором, определяющим скорость звука в затрубном газе, являются средняя плотность и температура газовой среды, которые зависят от условий разгазирования и движения газа в затрубном пространстве скважины. Неточности в определении скорости звука в затрубном пространстве приводят к значительным погрешностям в определении уровня и, следовательно, давления в скважине
    Exact
    [5]
    Suffix
    . Изучив все возможные возникающие ошибки и неточности при проведении звуко- и волнометрических исследований, в НГДУ «Ямашнефть» предложили использование глубинных измерительных комплексов.

  2. In-text reference with the coordinate start=10382
    Prefix
    Радиус исследования, очевидно, должен превышать время достижения стабилизированного участка КВД, соответствующего достижению воронкой депрессии границ пласта. (ГТМ) Рис. 4. Схема спуска в скважину ГИК при свабировании Таким образом, время исследования скважины определяется по следующей формуле
    Exact
    [5]
    Suffix
    : 푡푡и= 푟푟и2 4χ = 푚푚푚푚훽훽 ∙푟푟и2 4푘푘 . (2) где tИ — время исследования скважины, мин; rИ — радиус исследования скважины, м; χ — пьезопроводность пласта, м2/мин; m — пористость пласта, д.ед; μ — вязкость флюида; β — сжимаемость, 1/ат; k — проницаемость, м2.

6
РД 153-39.0-536-07. Руководство по интерпретации КВД для различных типов скважин и геологопромысловых условий / Институт «ТатНИПИнефть». – Бугульма, 2007. Сведения об авторах Information about the authors Андаева Екатерина Алексеевна, ведущий инженер-
Total in-text references: 1
  1. In-text reference with the coordinate start=7887
    Prefix
    С целью возможности гидродинамического исследования и интерпретации полученных данных на скважинах с низкими дебитами, ухудшенными коллекторскими свойствами и при проведении различных ГТМ предлагается применять экспресс-метод исследования скважин. Схема проведения исследования до и после ремонта скважины выглядит следующим образом
    Exact
    [6]
    Suffix
    : перед проведением мероприятия скважину исследуют на определение параметров пласта, после чего осуществляют ГТМ, далее скважину осваивают и снова проводят исследование КВУ/КВД (рис. 2). Рис. 2.