Аппаратурно-методический комплекс для термогидродинамических исследований пологих и горизонтальных скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 01.04.14, доктор технических наук Федоров, Вячеслав Николаевич

• Федоров, Вячеслав Николаевич
• доктор технических наук
• 2004

Оглавление диссертации доктор технических наук Федоров, Вячеслав Николаевич

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНРШ, УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ, СИМВОЛОВ, ЕДИНИЦ И ТЕРМИНОВ

ВВЕДЕНИЕ

1. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ И ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПАРАМЕТРОВ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

1.1. Гидродинамические исследования скважин

1.2. Термодинамические исследования скважин

1.3. Изучение фильтрационных параметров пласта совместными гидродинамическими и термодинамическими исследованиями скважин -—

Выводы по главе

2: ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ КОЭФФИЦИЕНТОВ И МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ В ПРИЗА-БОЙНОЙ ЗОНЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА И СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ

2.1. Постановка задачи формирования полей давления и температуры при неустановившейся фильтрации пластового флюида

2.2. Исследование переходных термогидродинамических полей при фильтрации пластового флюида с учетом термодинамических эффектов

2.3. Лабораторные исследования термодинамических эффектов

2.3.1. Лабораторные исследования адиабатического эффекта

2.3.2. Лабораторные исследования баротермического эффекта

Выводы по главе

3. СРЕДСТВА ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ И ДАВЛЕ

НИЯ ПРИ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЯХ СКВАЖИН. РАЗРАБОТКА ТЕРМОСТОЙКОЙ КОМПЛЕКСНОЙ ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ АППАРАТУРЫ

3.1. Анализ современных приборов и измерительных преобразователей сопротивления резистивных датчиков для измерения температуры и давления в скважинах

3.2. Общие вопросы теории инвариантности применительно к измерительным преобразователям комплекса параметров

3.2.1. Основные положения

3.2.2. Методы повышения числа измеряемых параметров

3.3. Двухпроводные преобразователи сопротивления комплекса резистивных датчиков

Выводы по главе

4. МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ СОПРОТИВЛЕНИЯ РЕЗИСТИВНЫХ ДАТЧИКОВ КОМПЛЕКСА ПАРАМЕТРОВ

4.1. Методическая погрешность

4.2. Погрешность измерительных преобразователей от температурного влияния на каналы преобразования. Методы коррекции температурной погрешности.

4.3. Динамическая погрешность преобразователей

4.4. Результирующая погрешность измерительных преобразователей комплекса параметров

Выводы по главе

5. ТЕХНОЛОГИЯ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

5.1. Методы доставки приборов в изучаемый интервал ствола скважины

5.2. Методы возбуждения скважины для реализации термогидродинамических исследований

5.3. Методика обработки и интерпретации результатов термогид родинамических исследований 225 Выводы по главе 5 233 6. ПРАКТИЧЕСКОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ РАЗРАБОТКИ ТЕХНИКИ, ТЕХНОЛОГИИ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

6.1. Практическая реализация термостойкой комплексной геофизической аппаратуры

6.2. Термогидродинамические исследования в вертикальных скважинах

• 6.3. Термогидродинамические исследования многопластовых эксплуатационных объектов

6.4. Термогидродинамические исследования в горизонтальных скважинах. Определение работающих интервалов ствола

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Аппаратурно-методический комплекс для термогидродинамических исследований пологих и горизонтальных скважин»

Большинство нефтяных и нефтегазовых месторождений Западной Сибири находятся на завершающей стадии работки, характеризующейся широким применением вторичных методов повышения нефтеотдачи пластов для поддержания текущих темпов добычи нефти. Ввод в разработку большего числа месторождений с трудно извлекаемыми запасами, которые до настоящего времени разрабатывать было не рентабельно, также обуславливает применение новых технологий и методов увеличения нефтеотдачи. В частности, реализуются принципиально новые системы разработки месторождений с применением горизонтальных, разветвленно-горизонтальных скважин, стволы которых проведены в пластах с настолько высокой вертикальной анизотропией, что их необходимо рассматривать в качестве самостоятельных объектов разработки (как многоплановые объекты). В условиях сложного строения пласта с существенно неоднородными- фильтрационными свойствами- особую-роль-приобретают геофизические и гидродинамические методы контроля разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений.

При геофизических исследованиях вертикальных скважин в промысловой практике широкое применение находят термодинамические методы исследования (термометрия). Но для решения задач в пологих и горизонтальных скважинах прямой перенос этих методов исследований невозможен.

При гидродинамических исследованиях пологих и горизонтальных скважин важной задачей является определение работающих интервалов ствола скважины. Традиционные подходы здесь мало эффективны, поэтому эта задача является актуальной в проблеме контроля эксплуатации горизонтальных скважин, а также пологих скважин при совместной разработке пластов. Эта проблема приобретает особую актуальность применительно к анализу разработки низкопроницаемых, анизотропных коллекторов, поскольку оценить область пласта, охваченного выработкой, без знания фактического интервала притока невозможно. Без ответа на вопрос определения работающей длины ствола невозможно решить задачу оптимизации профиля и длины ГС в конкретных геологических условиях.

В нефтепромысловой практике пока широко применяются лишь наиболее простые модификации гидродинамических методов, дающие информацию о фильтрационных параметрах в окрестности вертикальных или горизонтальных скважин, проведенных в условиях изотропного пласта с цементируемым хвостовиком, приток в ствол которых хорошо диагностируется методами термометрии и интервалы притока, как правило, приурочены к интервалам перфорации. В настоящее время не разработаны методы гидродинамических исследований, направленные на изучение фильтрационных параметров неоднородных пластов по протяженности ствола скважины. Причем упомянутые простейшие исследования проводятся, главным образом, на объектах с температурами до 125°С и давлениями до 30 - 60 МПа. На месторождениях, где пластовая температура достигает 200 -300°С (пласты Баженовских отложений Западной Сибири, Малгобекское (Чечня, Ингушетия), Сангачалы и Кюрсянгя (Азербайджан) и другие, где температура доходит до 150—200°С, а давление до 700—800 ат (Малгобек), практически не проводятся даже простейшие исследования.

Такое положение сложилось из-за хронического отставания уровня техники исследований от достижений теории и от возрастающих требований практики разработки нефтяных месторождений в России. Это отставание существенно отражается на эффективности осуществляемых систем разработки. По той же причине представляется весьма затруднительным обеспечивать оптимальное регулирование систем разработки эксплуатируемых объектов для достижения планового уровня добычи нефти, повышения коэффициента нефтеотдачи пластов и снижения затрат на разработку.

Таким образом, в области гидродинамических исследований пристальное внимание должно уделяться технике для этих исследований и главным образом повышению точности применяемых приборов, созданию аппаратуры для условий высоких температур и давлений. Этот вывод отмечается, начиная с 60-х годов прошлого века, но существенных сдвигов до настоящего времени не произошло.

Это, конечно, не означает, что все дальнейшее развитие гидродинамических исследований упирается в технику. В теории исследований также много нерешенных проблем. Сделаны первые шаги в создании теории и методики исследования горизонтальных и многозабойных скважин, много нерешенных задач в области использования гидродинамических методов для изучения неоднородностей пластов, а также для контроля выработки пластов по площади и по разрезу.

Известные методы барометрии не позволяют обеспечить надежность и достоверность получаемой информации о фильтрационных параметрах в низкопроницаемых, сложно построенных коллекторах со значительным изменением фильтрационных свойств как по вертикали, так и по простиранию. Современная термометрия также не позволяет однозначно решить обозначенные проблемы, поскольку существующая теория обуславливает связь термодинамических полей со стационарными полями давления, решения для которых получены для случаев установившейся фильтрации однофазного (двухфазного) пластового флюида к точечному стоку.

В связи с этим актуальной задачей является разработка методических основ обработки, интерпретации и технологии термогидродинамических исследований скважин на основе новых диагностических признаков, характеризующих термодинамические эффекты, проявляющиеся в скважине при неустановившихся режимах работы (дроссельный эффект, эффект адиабатического расширения и сжатия, калориметрический эффект), а также геофизических приборов для реализации промысловых термогидродинамических исследований в условиях высоких пластовых температур.

Целью работы является разработка аппаратурно-методического комплекса для термогидродинамических исследований (включающего теоретическое обоснование, математическое моделирование, лабораторные исследования, разработку технологии промысловых исследований и средств измерения комплекса параметров, методику обработки и интерпретации) анизотропного пласта, дренируемого горизонтальными и пологими скважинами при совместной разработке пластов для обеспечения контроля разработки, построения и информационного обеспечения постоянно-действующих геолого-гидродинамических моделей.

В соответствии с поставленной целью при выполнении диссертационной работы решались следующие основные задачи:

1. Выявление основных закономерностей проявления термодинамических эффектов на границе системы пласт-скважинаметодами математического моделирования полей температуры и давления в окрестности горизонтальной скважины при нестационарной, неизотермической фильтрации пластового флюида.

2. Лабораторные исследования термодинамических эффектов (адиабатического расширения и сжатия, дроссельного (баротермического)) для пластовых жидкостей, характерных для месторождений Западной Сибири. Изучение закономерности изменения адиабатического эффекта от термобарических условий залегания пласта.

3. Разработка методики обработки и интерпретации результатов термогидродинамических исследований скважин.

4. Проведение анализа известных технологий исследования пологих и горизонтальных скважин, методов доставки средств измерения в горизонтальные скважины, методов обработки термо- и гидродинамических исследований скважин для определения фильтрационных параметров продуктивного пласта и определения продуцирующих интервалов, а также анализа известных средств измерения и преобразователей сопротивления резистивных датчиков с точки зрения комплексирования преобразуемых параметров и достижения инвариантности к влиянию параметров линии связи как для скважинных температурных условий до 120°С, так и для высокотемпературной среды (свыше 200°С).

5. Разработка технологии исследования горизонтальных и пологих скважин, включающей доставку и размещение комплексных приборов в изучаемом интервале ствола скважины, обоснование метрологических характеристик используемых приборов, обоснование способа вызова притока исследуемой скважины на основе результатов моделирования нестационарных полей температуры и давления.

6. Разработка термостойких преобразователей сопротивления резистивных датчиков комплекса параметров с использованием двухпроводной линии связи, основанных на новом методе повышения информативности преобразователей, использующем многофункциональность некоторых резистивных датчиков.

7. Исследование метрологических характеристик двухпроводных преобразователей резистивных датчиков комплекса параметров и разработка способа алгоритмической коррекции температурной погрешности результатов преобразования.

Диссертация состоит из введения, 6 глав, заключения, списка литературы и приложения.

Заключение диссертации по теме «Теплофизика и теоретическая теплотехника», Федоров, Вячеслав Николаевич

Основные результаты исследований заключаются в следующем: ~

1. Диссертационная работа представляет собой совокупность теоретических положений, составляющих основу новых направлений изучения фильтрационных параметров анизотропных пластов термогидродинамическими методами при нестационарной, неизотермической фильтрации пластового флюида в окрестности горизонтальных и пологих скважин при совместной эксплуатации пластов.

2. Предложены, научно обоснованы и реализованы математические модели и их численное решение для прямых задач термо- и гидродинамики при нестационарной, неизотермической фильтрации в анизотропном пласте, а также для термодинамических процессов в горизонтальном стволе скважины.

3. Установлены следующие закономерности:

3.1. На основе математического моделирования выявлены диагностические признаки притока пластового флюида или его отсутствие в исследуемом интервале ствола скважины, основанные на сравнительном анализе адиабатического и дроссельного эффектов. Основным диагностическим признаком, указывающим на отсутствие притока в исследуемом интервале, является преобладание адиабатического эффекта над баротермическим (дроссельным).

3.2. На основе лабораторных исследований определены термодинамические коэффициенты - адиабатический и баротермический, позволяющие обеспечить интерпретацию термогидродинамических исследований скважин уточнением типа притекающего пластового флюида. Значение коэффициента адиабатического расширения для нефти в 3-4 раза превышает значения для пластовой воды. Экспериментально определены коэффициенты адиабатического расширения: для нефти месторождений Верхне-Ляминское (АС12(2)) - 0,044 К/МПа, (ЮС0) - 0,052 К/МПа, Южно-Сурьюганское (АСц) - 0,024 К/МПа; для пластовой воды - Западно-Камынское (АС10(2)) - 0,013 К/МПа, Западно-Сургутское (БС0 - 0,016 К/МПа, (БСю) - 0,013 К/МПа и многих др. Расчетный коэффициент Джоуля-Томсона для нефтей Сургутского свода лежит в диапазоне 0,331 - 0,348 К/МПа.

3.3. На основе математического и физического моделирования определен диапазон изменения информативных параметров (температуры 0,01 - 0,05 К/МПа при отсутствии притока, 0,1 - 0,5 К/МПа при наличии притока в исследуемом интервале ствола скважины и давления 2-6 МПа, характерных для механизированных скважин месторождений Западной Сибири) и определены требования к метрологическим характеристикам средств измерения для термогидродинамических исследований скважин.

4. Установлено, что:

4.1. отечественными и зарубежными компаниями выпускается широкий спектр комплексных приборов с одновременным измерением температуры и давления для промысловых термогидродинамических исследований в скважинах с пластовыми температурами до 125°С;

4.2. для термогидродинамических исследований в высокотемпературных скважинах (до 300°С) отечественными и зарубежными компаниями не изготавливаются комплексные приборы;

4.3. не существует эффективной технологии для промысловых термогидродинамических исследований горизонтальных и пологих скважин при совместной эксплуатации пластов.

5. Предложены, обоснованы и апробированы:

5.1. много датчиковая технология термогидродинамических исследований скважин на основе размещения нескольких комплексных приборов (произвольное количество) по всему изучаемому интервалу ствола скважины и одновременной регистрации комплекса параметров (температуры и давления), характеризующих процессы неизотермической фильтрации пластового флюида к стволу скважины;

5.2. методика обработки и интерпретации результатов термогидродинамических исследований горизонтальных скважин и скважин, вскрывших многопластовые объекты, с целью определения интервалов притока.

6. Установлено многочисленными промысловыми экспериментами на горизонтальных и пологих скважинах при совместной эксплуатации пластов, что предложенная многодатчиковая технология обеспечивает высокую информативность исследований и надежность определения фильтрационных параметров в сложнопостроенных залежах с низкими фильтрационными свойствами.

7. Разработаны термостойкие комплексные геофизические приборы (до 300°С), основанные на новом способе преобразования комплекса параметров, использующего многофункциональность резистивных датчиков, а также новых устройствах, в которых обеспечивается инвариантность к возмущениям, термостойкость, коррекция температурной погрешности, высокая надежность глубинной части.

8. Проведен теоретический анализ методических погрешностей разработанных преобразователей сопротивления резистивных датчиков, используя аналитические модели каналов преобразования. Анализ позволил на базе разработанных алгоритмов создать преобразователь комплекса параметров с относительной погрешностью не более 1%.

9. Проведенные исследования реализованы в разработанных комплексных геофизических приборах (температуры до 300°С, аномалий температуры ±150°С, давления до 25 (40, 60) МПа, удельного сопротивления жидкости 0,1-50 Ом-м) ТЕСТ-4 и ТЕСТ-6 для высокотемпературных условий эксплуатации. ТЕСТ-4 метрологически аттестован и передан в Камчатскую геофизическую партию в постоянную эксплуатацию для контроля комплекса параметров высокотемпературных скважин парогидротермального месторождения Камчатки. Фактический годовой экономический эффект от внедрения-одного прибора ТЕСТ-4 составил 777,6 тыс.рублей в ценах 1990 года (3646,94 тыс. рублей в действующих ценах).

10. Разработан и внедрен в производство РД 5753490-038-2003 «Методическое руководство по определению работающих интервалов горизонтальных скважин с использованием «гирлянды» автономных приборов и эжекторного пластоиспытателя». Методическое руководство предназначено для использования при промысловых исследованиях горизонтальных скважин и скважин с боковыми горизонтальными стволами. Годовой экономический эффект от внедрения РД5753490-038-2003 по ОАО «Сургутнефтегаз» составил 8717 тыс. руб. По положениям РД выполняются термогидродинамические исследования разведочных и эксплуатационных скважин на всех месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз". Годовой объем термогидродинамических исследований специалистами СургутНИПИнефть составляет 30-40 скважин.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основе выполненных теоретических и экспериментальных исследований разработан аппаратно-методический комплекс проведения, обработки и интерпретации термогидродинамических исследований скважин с горизонтальными стволами, а также скважин при совместной эксплуатации пластов. Исследованы особенности нестационарных термогидродинамических полей при неизотермической фильтрации пластового флюида в окрестности, а также в стволе горизонтальных скважин с учетом смешивания потоков, тепловой инерционности системы "скважина-пласт" и датчика температуры. Созданы научные основы для практического использования особенностей нестационарного тепло- и массопереноса в задачах контроля разработки нефтяных месторождений. Результаты исследований способствуют повышению достоверности обработки и интерпретации промысловых данных термических и барометрических исследований скважин и пластов в условиях неизотермической фильтрации пластового флюида.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Федоров, Вячеслав Николаевич, 2004 год

1. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. -М.: Недра, 1982.

2. Алиев З.С., Бондаренко В.В., Сомов Б.Е. Методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин и параметров вскрытых ими пластов.- М.: ГУЛ Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, 2001.- 168 с.

3. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Рогачев С.А. Обоснование и выбор оптимальной конструкции горизонтальных газовых скважин. М.: Издательство «Техника». ООО «ТУМА ГРУПП», 2001. - 96 с.

4. Антипов В.И. и др. Физические процессы нефтегазового производства. М.: Недра, 1998.

5. A.C. 447643 СССР, МКИ G 21 R 27/00. Устройство для дистанционного измерения сопротивлений /Беспалов А.И., Кольцов A.A., Жевак B.C. //Открытия. Изобретения, 1974. № 39.

6. A.C. 474749 СССР, МКИ G 21 R 17/02, G 21 R 17/10. Автокомпенсационное устройство для дистанционного измерения активных сопротивлений /Коловертнов Ю.Д., Кутлуяров Г.Х. //Открытия. Изобретения, 1975.-№23.

7. A.C. 580461 СССР, МКИ G 21 К 7/16. Устройство для измерения температуры /Зорий В.И., Лотоцкий A.A., Пуцило В.И. //Открытия. Изобретения, 1977. № 42.

8. A.C. 775635 СССР, МКИ G 21 К 7/16. Устройство для измерения температуры /Коловертнов Ю.Д., Кутлуяров Г.Х.//Открытия. Изобретения,1980.-№40.

9. A.C.775636 СССР, МКИ G 21 К 7/16. Термометр /Коловертнов Ю.Д., Кутлуяров Г.Х., Дамрин Е.С., Жевак В.С.//Открытия.Изобретения,1980.-№40.

10. A.C. 800700 СССР, МКИ G 21 К 7/16. Устройство для измерения температуры / Кутлуяров Г.Х., Жевак B.C., Коловертнов Ю.Д. //Открытия. Изобретения, 1981. № 4.

11. A.C. 800701 СССР, МКИ G 21 К 7/16. Устройство для измерения температуры / Кутлуяров Г.Х., Жевак B.C., Коловертнов Ю.Д. //Открытия. Изобретения, 1981. № 4.

12. A.C. 857741 СССР, МКИ G 21 К 7/16. Устройство для дистанционного измерения температуры /Бромберг Э.М., Купер В.Я., Матвеев В.Г., Новиков

13. A.A. //Открытия. Изобретения, 1981. № 31.

14. A.C. 872983 СССР, МКИ G 21 К 7/16. Устройство для дистанционного измерения температуры /Купер В.Я., Бромберг Э.М., Новиков A.A., Матвеев

15. B.Г. //Открытия. Изобретения, 1981.-№38.

16. А.С: 877352 СССР," МКИ G 21K 7/16 . Устройство для дистанционного измерения температуры, преимущественно в скважинах /Коловертнов Ю.Д., Кутлуяров Г.Х., Дамрин Е.С., Жевак В.С.//Открытия.Изобретения,1981.-№40.

17. A.C. 900132 СССР, МКИ G 01 L 1/22. Тензометрический преобразователь /Дьяченко Ю.Н., Клементьев A.B. //Открытия. Изобретения, 1982. № 3.

18. A.C. 917000 СССР, МКИ G 21 К 7/16. Термометр / Кутлуяров Г.Х., Коловертнов Ю.Д., Жевак B.C. //Открытия. Изобретения, 1982. № 12.

19. A.C. 939748 СССР, МКИ Е 21 В 47/12. Устройство передачи данных о температуре и давлении в скважине /Колесов В.И., Савиных Ю.А., Цибульский В.Р., Пешков В.Е. //Открытия. Изобретения, 1982. № 24.

20. A.C. 957116 СССР, МКИ G 21 R 17/02. Преобразователь сопротивления датчиков глубинных параметров /Кутлуяров Г.Х., Коловертнов Ю.Д., Жевак B.C. и др. //Открытия. Изобретения, 1982. № 33.

21. A.C. 974144 СССР, МКИ G 21 К 7/16. Устройство для измеренияприращения сопротивления резистивного датчика / Коловертнов Ю.Д., Кутлуяров Г.Х., Дамрин Е.С. и др. //Открытия. Изобретения, 1982. № 42.

22. A.C. 989493 СССР, МКИ G 21 К 7/16, G Ol R 27/02. Преобразователь приращения активного сопротивления в код / Кутлуяров Г.Х., Жевак B.C., Коловертнов Ю.Д. //Открытия. Изобретения, 1983. № 2.

23. A.C. 998975 СССР, МКИ G 21 R 27/02. Устройство для дистанционного измерения активных сопротивлений /Антипов A.C. //Открытия. Изобретения,1983.-№ 7.

24. A.C. 1000785 СССР, МКИ G 21 К 7/16. Устройство для измерения температуры /Агаев А.И., Меренер Л.А., Мнацаканов А.Д., Смольянинов А.Д.//Открытия. Изобретения, 1983. № 8.

25. A.C. 1035210 СССР, МКИ G 21 К 7/16, Е 21 В 47/06. Устройство для измерения температуры в скважинах /Кутлуяров Г.Х., Коловертнов Ю.Д., Жевак B.C. и др. //Открытия. Изобретения, 1983. № 30.

26. A.C. 1054688 СССР, МКИ G 21 К 7/00. Устройство для дистанционного измерения температуры-/Дьяков-Е;Пг, Кликушин Ю.Н;, Попов А.Н., Чередов А.И. //Открытия. Изобретения, 1983. № 42.

27. A.C. 1164627 СССР, МКИ G 21 R 27/02. Многоточечный преобразователь сопротивления резистивных датчиков /Кутлуяров Г.Х., Коловертнов Ю.Д., Жевак B.C. и др. //Открытия. Изобретения, 1985. № 24.

28. A.C. 1399647 СССР, МКИ G 21 К 7/16. Устройство для измерения сопротивления датчиков глубинных параметров / Коловертнов Ю.Д., Федоров В.Н., Ишемгужин А.И. и др. //Открытия. Изобретения, 1988. № 20.

29. A.C. 1441315 СССР, МКИ G 21 R 17/10, G 01 В 7/16. Устройство для измерения давления мостовыми тензорезисторными преобразователями / Коловертнов Ю.Д., Федоров В.Н., Стучебников В.М., Суханов В.И. //Открытия. Изобретения, 1988. № 44.

30. A.C. 1520238 СССР, МКИ Е 21 В 47/00. Устройство для измерения комплекса геофизических параметров в скважине / Коловертнов Ю.Д., Федоров В.Н., Ишемгужин А.И. и др. //Открытия. Изобретения, 1989. № 41.

31. A.C. 1748481. Способ измерения геофизических параметров в скважине и устройство для его осуществления /Федоров В.Н., Коловертнов Ю.Д. -ДСП, приоритет от 25.12.87.

32. Атабеков Г.И. Основы теории цепей. М.: Энергия, 1969. - 425 с.

33. Аширов К.Б. и др. Опыт вскрытия нефтяных пластов горизонтальными скважинами. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -№11, 1997.

34. Бабичев А.П., Бабушкина H.A., Братковский A.M. и др. Физические величины: Справочник /Под ред. И.С. Григорьева, Е.З. Мейлихова. М., Энергоатомиздат, 1991. - 1232 с.

35. Балакиров Ю. А. Термодинамические исследования фильтрации нефти и газа в залежи. М.: Недра, 1970 192 с.

36. Балакиров Ю.А. Технология и техника эксплуатации нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, ^970. - 192 с.

37. Балыгин B.C., Гришанин Ю.С., Судзиловский Н.В. и др. Основы теории-автоматического-управления^/Под-редг П.Б. Судзиловского. — М:: Машиностроение, 1985. 521 с.

38. Баренблатт Г. И., Борисов Ю. П., Каменецкий С. Г. и др. Об определении параметров нефтеносного пласта по данным о восстановлении давления в остановленных скважинах //Изв. АН СССР, ОТН. № 11. 1957.

39. Баренблатт Г. И., Максимов В. А. О влиянии неоднородностей на определение параметров нефтеносного пласта по данным'нестационарного притока жидкости к скважинам //Изв. АН СССР, ОТН. 1958. № 7.

40. Баренблатт Г.И., Ентов В.М.: Рыжик Б.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. — М.: Недра, 1972.

41. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М: Недра,- 1984.- 206 с.

42. Бар-Слива В.И., Ламонов Н.И. Комплексы глубинных приборов для гидродинамических исследований скважин //Новые исследования и разработки в области АСУ в нефтяной и газовой промышленности. Киев:

43. Киевский ин-т автоматики им. XX съезда КПСС, 1984. с. 20-24.

44. Басик Я.Н., Степанов А.Г. Скважинная аппаратура для измерения дебита и температуры //Геофизическая аппаратура. Л.: Недра, 1960. вып.44, с. 94-97.

45. Басниев К.С.и др. Подземная гидравлика.- М.: Недра, 1986.

46. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: учебник для вузов. М.: Недра, 1993. - 416 с.

47. Басниев К.С., Алиев З.С., Черных В.В. Методы расчетов дебитов горизонтальных, наклонных и многоствольных газовых скважин. Обз. информ. сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. М.: ИРЦ Газпром, 1999.

48. Белоусов Н.И., Саакян А.Е., Яковлева Л.И. Электрические кабели, провода и шнуры. Справочник. М.: Энергия, 1979. -416 с.

49. Бетчелор Дж. Введение в динамику жидкости. — М.: Мир, 1973.

50. Блинов А.Ф. О восстановлении давления в скважине, эксплуатирующей два пласта с различным забойным давлением. / Труды ТатНИИ, вып. 2, Бугульма, Таткнигоиздат, 1960, с. 253-261.

51. Блинов А.Ф., Дияшев Р.Н. Исследования совместно эксплуатируемых пластов. М.: Недра, 1971.

52. Боженко Л.И., Коган В.А. Автоматические мосты для измерения температуры с помощью низкоомных термометров сопротивления /Контрольно-измерительная техника. Львов, 1969, вып. 7, с. 90-94.

53. Боксерман 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.

54. Борисов Ю.П. Определение параметров пласта при исследовании скважин на неустановившихся режимах с учетом продолжающегося притока жидкости. /Труды ВНИИ, вып. XIX, Гостоптехиздат, 1959.

55. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. — М.: Недра. 1964 — 152 с.

56. Бромберг Э.М., Куликовский K.JI. Тестовые методы повышения точности измерения. М.: Энергия, 1978. - 176 с.

57. Бромберг Э.М., Куликовский K.JI. Тестовые методы повышения точности измерительных систем //Измерения, контроль, автоматизация. -1979; -№~2: -с: 3-12:

58. Бузинов С.И., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. — М.: Недра, 1984, — 269 с.

59. Бузинов С.Н., Григорьев A.B., Егурцов H.A. Исследование горизонтальных скважин на неустановившихся режимах // Тезисы 3-го Международного семинара "Горизонтальные скважины", 29 30 ноября 2000 г., Москва.

60. Булыгин В.Я. Гидромеханика нефтяного пласта.М.:Недра, 1974. 232 с.

61. Бурин Л.И., Васильев В.П., Коганов В.И. Справочник по радиоэлектронным устройствам /Под ред. Д.П.Линде. М.: Энергия, 1978. -440 с.

62. Ваганов В.И. Интегральные тензопреобразователи. М.: Энергоатомиздат, 1983. - 136 с.

63. Ваганов В.И., Беклемишев В.В. Схема температурной компенсации интегрального преобразователя давления //Измерительная техника.- 1977. -№5. С.23 - 26.

64. Валиуллин P.A., Болдырев В.Д. Экспериментальное изучение адиабатического эффекта в пластовых жидкостях. Физико-химическая гидродинамика: Межвузовский сборник, Уфа: Баш. Гос. Унив-т. - 1989. - с. 84-89.

65. Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш. Особенности термометрии нефтяных скважин при выделении газа в пласте. / В кн. Геофизические исследования в нефтяных скважинах./ Труды ВНИИНПГ, вып. 20, 1990, с.78-84

66. Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш. Термические исследования при компрессорном освоении нефтяных скважин. Уфа: Изд-во Башкирск. Гос. ун-та.-, 1992.-168 с.

67. Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф. Термометрия пластов с многофазными потоками. Изд-е Башкирск. Ун-та. Уфа, 1998. -116с. •

68. Валиуллин P.A., Шарафутдинов Р.Ф., Кулагин О. Л. Экспериментальное изучение термодинамических эффектов в газожидкостных системах. Физико-химическая гидродинамика: Межвузовский сборник, Уфа: Баш. Гос. Унив-т. - 1995. - с. 13-18.

69. Васильевский В.Н., Петров А.И. Техника и технология определения параметров скважин и пластов. — М.: Недра. 1989. —271 с.

70. Вахитов Г.Г., Кузнецов О. Л., Симкин Э.М. Термодинамика призабойной зоны нефтяного пласта. М.: Недра, 1978. 216 с.

71. Вахитов Г.Г. Разностные методы решения задач разработки нефтяных месторождений. — Л., Недра, 1970.

72. Вилоп Л.З. Об уменьшении влияния линии связи в измерительной системе для тензометрических датчиков. //Автоматизацияэкспериментальных исследований.-Куйбышев: 1975, вып. 8, с. 10-15.

73. Вольпин С.Г., Мясников Ю.А., Свалов A.B., Штейнберг Ю.М., Дяченко А.Г., Вольпин A.C. Анализ применения ГДИС технологий в информационном обеспечении проектирования разработки //Нефтяное хозяйство. № 10. - 2002. - с. 61-65.

74. Габдуллин Г.Г., Лукьянов Е.П. Применение глубинной дистанционной аппаратуры в нефтедобывающей промышленности Татарии. Казань: Татарское кн.изд-во, 1968. - 119 с.

75. Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика /Под ред. В.М. Запорожца. М.: Недра, 1983. - 591 с.

76. Горбунов А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1981. —240 с.

77. Горбенко JI.JI. Каротажные кабели и их эксплуатация. М.: Недра, 1978.- 160 с.

78. Горбенко JI.A., Месенжик Я.З. Кабели и провода для геофизических работ. М.: Энергия, 1977. - 192 с.

79. Григулецкий В.Г., Коротков С.В. Основные аспекты разработки трудно извлекаемых запасов нефти комбинированными системами горизонтальных и вертикальных скважин. //Геология, геофизика и разработка нефтяныхместорождений. №10, 1997. - с.

80. Григулецкий В.Г., Никитин Б.А. Стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной многозабойной скважине в анизатропном пласте. // Нефтяное хозяйство, № 1.- 1994. с.

81. Гридчин В.А., Берлинский A.C. Сравнение эффективности некоторых схем температурной компенсации //Физика и техника полупроводников. -Новосибирск: НЭТИ, 1974. С. 56 - 66.

82. Гриценко А.И. и др. Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995.-523 с.

83. Гутников B.C. Интегральная электроника в измерительных устройствах. JL: Энергия, 1980. - 248 с.

84. Дахнов В.Н., Дьяконов Д.И. Термические исследования скважин. — Д.: Гостоптехиздат, 1952. — 217с.

85. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. Учебник для вузов. 2-е изд., перераб. М., Недра, 1982. -448 с.

86. Дворецкий П.И., Попов С.Б., Ярмахов И.Г. Применение систем горизонтальных скважин для разработки газовых и нефтегазовых месторождений/ЛГорный вестник, 1997, № 3.

87. Добрынин В.М., Венделыптейн Б.Ю., Резванов P.A., Африкян А.Н. Промысловая геофизика: Учебник для вузов /Под ред.В.М. Добрынина. М.: Недра, 1986.-342 с.

88. Дубровин Б.А., Новиков С.П., Фаменко А.Т. Современная геометрия: Методы и приложения. М.: Наука, 1979, 760 с.

89. Жувагин Н.Г., Комаров С.Г., Черный В.Б. Скважинный термокондуктивный дебитомер СТД. М.: Недра, 1973. - 80 с.

90. Заворотько Ю.М. Геофизические методы исследования скважин. М.: Недра, 1983.-211 с.

91. Зайцев Г.Г., Льюнг В.Т., Дроздов Н.П. Строительство глубоких наклонно-направленных скважин на шельфе юга Вьетнама // Нефтяноехозяйство, 1996. № 8. С. 59.

92. Закиров С.Н., Пискарев В.И., Юльметьев Т.И. Особенности разработки водоплавающей нефтяной залежи горизонтальными скважинами. //Нефтепромысловое дело. №8-9, 1997, с.4-7.

93. Закиров Э.С., Юльметьев Т.И. Относительно риска разработки водонефтяных зон горизонтальными скважинами. //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. №12, 1997. - с.

94. Земельман М.А. Автоматическая коррекция погрешностей измерительных устройств. М.: Стандарты, 1972. - 80 с.

95. Зубарев В.Н., Александров A.A. Практикум по технической термодинамике. Учебное пособие для вузов. Изд. 2-е, доп. и переработ. М.: «Энергия», 1971.-352 с.

96. Иктисанов В.А., Дияшев Р.Н. Обработка кривых восстановления давления с учетом притока путем использования численных методов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1999. - № 6. -С. 60 - 63.

97. Иктисанов В.А. Совершенствование методик интерпретации кривых восстановления давления горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство, № 2, 2002 г. с. 56 - 59.

98. Иктисанов В.А. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2001. - 212 с.

99. Ильин В.Л. Телеконтроль и телеуправление.-М.: Энергия, 1969. 344 с.

100. Иогансен K.B. Спутник буровика: Справочник. 3-е изд., перераб. И доп. - М.: Недра, 1990. - 303. с: ил.

101. Исакович Р.Я. Технологические измерения и приборы. — М.: Недра, 1979.-344с.

102. Ишимбаев H.A. Инвариантные преобразователи сопротивления датчика для систем управления высокотемпературной скважиной /Автореф.дисс.канд.техн.наук. -Уфа. 1988. -20 с.

103. Каменецкий С.Г., Кузьмин В.М., Степанов В.П. Нефтепромысловые исследования пластов. М.: Недра, 1974. 224 с.

104. Карасев В.А. Особенности термометрии платиновыми сопротивлениями при исследовании высокотемпературных переходных процессов в скважине //Тр.БашНИПИнефть и ВНИИнефтепромгеофизика, вып. 9, 1974.-е. 15-18.

105. Карасев В.А. Замеры температуры при тепловых воздействиях на пласт //Нефтегазовая геология и геофизика. Вып. 4 - 1974. - с. 34-38.

106. Карелоу Х.Г. Теория теплопроводности (пер. с англ.). — М.: Гостоптехиздат, 1947.

107. Кнеллер JI.E., Гайфуллин Я.С., Антонов К.В. К прогнозу эффективности горизонтальных скважин по данным интерпретации геологогеофизических материалов с привлечением моделей притока.// НТВ «Каротажник», № 73, Тверь, 2000 г. с. 106 - 111.

108. Козлова Т.В., Лысенко В.Д. Формула дебита горизонтальной скважины. //Нефтепромысловое дело. № 1, 1997, с. 12-14.

109. Колесниченко A.B., Максимов В.М. Термодинамика многофазной химически активной смеси. Законы фильтрации Дарси и диффузии. Препринт ИПМ им. М. В. Келдыша РАН. — М., 1997. — № 52.

110. Коловертнов Ю.Д., Кутлуяров Г.Х. Приборы для измерения температуры, методы и средства глубинной термометрии: Учебное пособие. -Уфа.: изд-во УНИ. 1980. - 72 с.

111. Коловертнов Ю.Д., Кутлуяров Г.Х. Термостойкая геофизическая аппаратура с преобразователями сопротивления резистивных датчиков. -Уфа: УНИ, 1986. 68 с.

112. Коловертнов Ю.Д., Федоров В.Н., Стучебников В.М., Суханов В.И. Методы и средства измерения давления в высокотемпературных скважинах

113. Средства автоматизации технологических процессов в нефтяной промышленности: Мевуз.сб.науч.тр. Уфа. - 1987. - с. 41-52.

114. Коловертнов Ю.Д., Федоров В.Н. Глубинный термометр-индикатор расхода ГТИ// Информ.листок № 242. Уфа. - БашЦНТИ, 1988. - 4 с.

115. Коловертнов Ю.Д., Федоров В.Н. Информационно-измерительная система для исследования высокотемпературных скважин "ТЕСТ-47/Информ.листов № 284. Уфа, БашЦНТИ, 1988. - 4 с.

116. Коловертнов Ю.Д., Федоров В.Н., Мухаметшин И.В. Информационно-измерительная система для исследования высокотемпературных скважин "TECT-67/Информ.листок № 285. Уфа, БашЦНТИ, 1988. - 4 с.

117. Комплексное лабораторное изучение пород коллекторов по разведочным и эксплуатационным скважинам ОАО «Сургутнефтегаз». Отчет о НИР, том 1, Тюмень, 2000

118. Коноплев Ю.В. Геофизические методы контроля разработки нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1986, 221 с.13Т. Корн Г7, Корн Т." Справочник по математике. — М.: Недра, 1964. — 832 с. (пер. с англ.).

119. Коробейников И.В., Карпенко В.И., Зозуля Н.К. Малогабаритный профилемер ПМ-60 //Геофизическая аппаратура. -1980.-Вып.71. с. 144-148.

120. Королев Г.А., Касим Басим, Палий А.О., Максимов В.М. Влияние вязкого трения на характеристики двухфазной фильтрации // НТС «Нефтепромысловое дело», 2001, вып. 9.— С. 7—10.

121. Коротаев Ю.П. Приближенная методика расчета температурного технологического режима при проектировании разработки и обустройства газовых и газоконденсатных месторождений. — Труды ВНИИгаз, вып. 19/27. — М.: Недра, 1964.

122. Коротаев Ю.П. Тепловой режим остановленной скважины. — Труды ВНИИгаз, вып. 6/7. — М.: Недра, 1966.—С. 92—96.

123. Коротаев Ю. П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений. М., изд-во «Недра», 1968.

124. Костюченко C.B., Ямпольский В.З. Мониторинг и моделирование нефтяных месторождений. Томск: Изд-во HTJI, 2000. - 246 е.: ил.

125. Кульпин Л.Г., Мясников Ю.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоностных пластов. М., Недра, 1974.

126. Лапук Б. Б. О термодинамических процессах при движении газа в пористых пластах. «Нефтяное хозяйство», 1940, № 3.

127. Лапук Б.Б. О температурных изменениях, происходящих при движении сырой нефти в пористых пластах. «Нефтяное хозяйство», 1940, № 4.

128. Латыпов Р.Ш., Шарафиев Р.Г. Техническая термодинамика и энерготехнология химических производств: Учебник для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1998. 344 с.

129. Леви Б.И., Темнов Г.Н., Евченко B.C., Санкин В.М. Применение горизонтальных скважин на месторождениях ПО Красноленинскнефтегаз. -М.: ВНИИОЭНГ, 1993.-(Обзор, информ. Сер. "Нефтепромысловое дело".

130. Лейбензон Л.С. Подземная гидрогазодинамика. Собрание трудов, т. II. — М.: Изд-во АН СССР, 1953.

131. Лосев А.К. Теория линейных электрических цепей: учеб. для ВУЗов. -М.: Высш.шк., 1987. 512 с.

132. Лысенко В.Д. Формула дебита вертикально-горизонтальной скважины на многослойном нефтяном пласте //Нефтепромысловое дело. 1998. - № 3.

133. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. -М.: ООО «Недра-Бизнесценр», 2000. 516 с.

134. Лысенко В.Д., Козлова Т.В. К расчету дебита горизонтальных скважин. Нефтепромысловое дело. №6-7, 1997, с.4-8.

135. Львович Я.Е., Фролов В.Н. Теоретические основы конструирования,технология и надёжности РЭА: Учеб.пособие для вузов. М.: Радио и связь, 1986.- 192 с.

136. Маврин М.Я., Рамзин В.А., Ювинко Н.В., Кобарь И.Н. Зависимость дебита пробуренной горизонтальной скважины от профиля горизонтального ствола. // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-М., 1998г.-№2.

137. Максимов В.М. Основы гидротермодинамики пластовых систем. — М. : Недра, 1994.

138. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде (пер. с англ.) М.: Гостоптехиздат, 1949. - 628 с.

139. Мантуров О.В., Матвеев Н.М. Курс высшей математики. М.: Высш.шк., 1986.-480 с.

140. Мешков В.М., Нестеренко М.Г., Ледяев Е.А. Анализ технологий исследования скважин с горизонтальными стволами. //Нефтяное хозяйство, №9.-2001.-с.

141. Модюи Д. Определение продуктивности скважин с горизонтальным стволом. Комментарии к статье Спарлин Д.Д., Хаген Р.У. Борьба с выносом песка в скважине с горизонтальным стволом // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1988, № 11.

142. Молокович Ю.М. и др. Пьезометрия окрестности скважин. Теоретические основы. Казань: Изд. «ДАС», 203 с.

143. Молчанов A.A., Лукьянов Э.Е., Рапин В .А. Геофизические исследования горизонтальных нефтегазовых скважин: учебное пособие. С.-Перетбург: Международная академия наук экологии, безопасности человека и природы (МАНЭБ), 2001,298 с.

144. Мукминов М.Р. Приток жидкости к горизонтальной скважине. Тез докл. Междунар. науч.-техн. конф. "Проблемы нефтегазового комплекса России". — Уфа 1998. С 20—21.

145. Мусин М.Х. и др. Пути вовлечения забалансовых запасов в активную разработку. //Нефтепромысловое дело. №1, 1997, с. 14-20.

146. Мухер A.A., Шакиров А.Ф. Геофизические и прямые методы исследования скважин.- М.: Недра, 1981.- 295 с.

147. Намиот А. Ю. Теплопередача при подъеме нефти в скважине. Тр. ВНИИ, вып. 8. «Разработка нефтяных месторождений и гидродинамика пласта». М., Гостоптехиздат, 1956, стр. 48—53.

148. Намиот А.Ю. К вопросу об изменении температуры по стволу нефтяной или газовой скважины. Тр.ВНИИ, вып.8. «Разработка нефтяных месторождений и гидродинамика пласта». М.: Гостоптехиздат, 1956 с.53-58.

149. Намиот А.Ю. К вопросу об изменении температуры по стволу нефтяной и газовой скважины. — М.: Гостоптехиздат, 1956. -184с.

150. Нафиков А.З:, Хайруллин М:Х;, Садовников Р.В., Фархуллин Р.Г7 Интерпретация гидродинамических исследований для горизонтальных скважин //. М.: Недра, 1999. - С. 316 - 322.

151. Нащокин В.В. Техническая термодинамика и теплопередача. Учеб. пособие для вузов. М., «Высшая школа», 1969. 560с.

152. Нейман JI.P., Демирчян К.С. Теоретические основы электротехники: В 2-х т.Учеб.для вузов. Том 1. JL: Энергоиздат, 1981. - 536 с.

153. Немировский A.C. Вероятностные методы в измерительной технике. -М.: Стандарты, 1964. 216 с.

154. Непримеров Н. Н. Экспериментальные исследования некоторых особенностей добычи парафинистой нефти. Казань, изд-во КГУ, 1958.

155. Непримеров Н. Н., Пудовкин М. А., Марков А. И. Особенности теплового поля нефтяного месторождения. Казань, изд. КГУ, 1968.

156. Нефтепромысловое оборудование: Справочник /Под ред. Е.И.Бухаленко.-2-е изд., перераб. и доп.- М., Недра, 1990.- 559 с.

157. Новицкий П.В., Зограф H.A. Оценка погрешностей результатов измерений. JL: Энергоатомиздат, 1985. - 248 с.

158. Оганов К. А. Основы теплового воздействия на нефтяной пласт. М., изд-во «Недра», 1967. 203 с.

159. Определение эффективной вертикальной проницаемости для горизонтальной скважины с учетом результатов анализа продуктивности. Референт О.В.Куренков. Нефтепромысловое дело. Экспресс-информация. Зарубежный опыт. №12, 1996, с. 1-5.

160. Оценка неоднородности пласта по кривым восстановления давления. НТС по добыче нефти. ВНИИ, № 15, М., Гостоптехиздат, 1961, с. 72 77.

161. Патент 2160948 Франция, МКИ G 01 R 27/00. Способ и устройство для дистанционного измерения электрического сопротивления. Опубл. 10.09.73.

162. Петров А.И. Глубинные приборы для исследования скважин. М.: Недра, 1980.-224 с.

163. Петров Б.Н., Викторов В.А., Лункин Б.В., Совлуков A.C. Принцип инвариантности в измерительной технике. — М.: Наука, 1976. 243 с.

164. Пешков И.Б. Обмоточные провода. М.-.Энергоатомиздат, 1983. - 352 с.

165. Пехович А.И., Жидких В.М. Расчеты теплового режима твердых тел. Л.: «Энергия», 1976.

166. Пилатовский В.П. Основы гидромеханики тонкого пласта.-М.:1. Недра, 1966.

167. Пирвердян A.M. Физика и гидравлика нефтяного пласта.—М.: Недра, 1982. —192 с.

168. Пирсон С.Дж. Учение о нефтяном пласте. -М.: Недра. 1982.

169. Полигцук Е.С. Измерительные преобразователи. Киев: Вища. шк., 1981.-293 с.

170. Полупроводниковые приборы: диоды, тиристоры, оптоэлектронные приборы. Справочник /A.B. Баюков, А.Б. Гитцевич, A.A. Зайцев и др.; под общ.ред. H.H. Горюнова. — М.: Энергоатомиздат, 1983. — 744 с.

171. Практические указания испытания поисковых и разведочных скважин на нефть и газ. Часть 3. Исследование комплексом гидродинамических методов. Книга 1. Тюмень- Тверь, 1994 г.

172. Практический способ интерпретации и систематизации результатов исследования горизонтальных скважин. Референт О.В.Куренков. Нефтепромысловое дело. Экспресс-информация. Зарубежный опыт. №7-8, 1997, с. 13-19.

173. Приборы для измерения температуры контактным способом /Под ред. Р.В. Бычковского. Львов: Вища шк., 1978. - 208 с.

174. Проектирование и разработка нефтяных месторождений. Материалы научно-практической конференции (г.Москва, ЦКР, 6-8 апреля 1999 г.).- М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1999.- 404с.

175. Проселков В.М. Теплопередача в скважинах.- М.: Недра, 1975.—224с.

176. Пудовкин М. А. Теоретические расчеты поля температур нефтяного пласта при нагнетании в него воды. Вопросы усовершенствования разработки нефтяных месторождений Татарии. Казань, изд-во КГУ, 1962.

177. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика. — М: Недра, 1973.

178. Разработка термометра-индикатора расхода: Отчёт о НИР (заключительный)/ ВНИИнефтепромгеофизика. тема 435-86; ГР 01.86.0004653.-Уфа, 1986.- 75 с.

179. Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф., Халикова А.Г. Баротермический эффект при вытеснении нефти из пористой среды. Изв. АН СССР., МЖГ. -1992.-№3 с. 104-109.

180. Рамазанов А.Ш. Исследование алгоритмов обработки кривых притока по малодебитным скважинам. //Каротажник, № 74, с. 69-80.

181. Рапин В. Д^Чесноков В. А., Евдокимов В. И., Лежанкин С. И. Новая технология проведения промыслово-геофизических исследований горизонтальных скважин. //Нефтяное хозяйство, №9," 1993г. С.Г4-167

182. Расходомер РЭТС-2Т. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. АХЖ 2.833.033 ТО. Свердловск, ОЭЗСГА, 1981.

183. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 15339.0-047-00. М.: 2000.

184. Розенберг М.Д., Кундин С.А. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа. —М.: Недра, 1976.

185. Рубинштейн Л.И. Температурные поля в нефтяных пластах. — М.: Недра, 1972.—276 с.

186. Руководство. по измерению температуры в скважинах термопарным кабелем КТМС. РД 39—1-363-80. -М.: ВНИИ, 1980.

187. Руководящий документ (РД 153-39.0-109-01) Методические указания «Комппексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных инефтегазовых месторождений». М.: 2002.

188. Руководящий документ (РД 153-39.0-110-01) «Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений». М: 2002.

189. Рубинштейн JI. И. О температурном поле пласта при нагнетании в пласт горячего теплоносителя. Тр. УфНИИ, вып. 2. «Вопросы геологии, разработки нефтяного месторождения, гидродинамики и физики пласта». М., Гостоптехиздат, 1958, стр. 38—44.

190. Савельев В.А., Сугаипов Д.А. О производительности горизонтальных скважин в пластах с высокой вертикальной анизотропией и расчлененностью //Нефтепромысловое дело. № 10. - 2002. - с. 28-33.

191. Саркисов И.Г., Барминский А.Г. Каротажные станции, оборудование, кабели. Методика геофизических исследований на нефть и газ. М.: Недра, 1979. - 120 с.

192. Свидетельство на полезную модель 26326 РФ, МКИ Е 21 В 49/00. Устройство-для исследования горизонталБных"Скважин /В;М: Мешков, В.Н: Федоров, М.Г. Нестеренко //Бюл. Изобретения 2002. - № 33.

193. Скира И.Л., Черных В.А. Первый опыт газодинамических исследований горизонтальных скважин при стационарных режимах фильтрации на Ямбургском газоконденсатном месторождении. //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. №9, 1997.

194. Скира И. Л. Результаты численного моделирования оптимизации систем размещения горизонтальных газовых скважин // Четвертые Губкинские чтения. — М.: МИНГ, 1997.

195. Смирнов Ю.М., Зенкин Б.Д., Днепровская Н.И., Павлов A.A. Опыт эффективного применения автономных скважинных манометров// НТВ «Каротажник». Тверь: ГЕРС. 1999. Вып. 64. С. 91 93.

196. Соболь И.М. Численные Методы Монте-Карло. -М.:Наука, 1973.-312с.

197. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа. Под ред. С.Н.Закирова. М.: Изд. «Грааль». - 2000. - 643 с.

198. Сомов Б.Е. Коэффициенты извлечения нефти из нефтяных оторочек в наклонных неоднородных пластах горизонтальными скважинами. //«Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», №2, 1997.

199. Справочник для мастеров по добыче нефти и ремонту скважин. Справочное издание. Сургут: РИИЦ «Нефть Приобья»; 1999. - 268 с.

200. Справочник по техническим средствам автоматики /Под ред.В.Э.Низе, И.В.Антика. -М.: Энергоатомиздат, 1983. — 504 с.

201. Справочник трубы нефтяного сортамента, М. 1987

202. Стучебников В.М., Суханов В.И., Хасиков В.В. Тензорезисторные чувствительные элементы на основе структур «Кремний на сапфире» в преобразователях давления для высоких температур //Приборы и системы управления. 1981. - № 3. - с. 23-24.

203. Стучебников В.М., Суханов В.И. Оптимизация характеристик высокотемпературных тензопрео^разователей на основе структур "Кремний на сапфире"// Датчики на основе технологии микроэлектроники. МДНТП им.ФгЭгДзержинского,- 1983; - С.23-29:

204. Стучебников В.М. Тензорезисторные преобразователи на основе гетероэпитаксиальных структур «Кремний на сапфире» //Измерения, контроль, автоматизация. 1982. - № 4. - с. 15-26.

205. Сургучев М.П. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985.

206. Тараконов В.А. Перспективы усовершенствования и создания новых грузонесущих кабелей для геофизических и прострелочных работ. Прострелочно-взрывные работы в глубоких скважинах. М.: 1981. - С. 153155; Реферативный журнал Геология.-1982,- № 10. - С.41.

207. Телков А.П. Определение параметров пласта по кривым восстановления забойного давления при различной форме границы пласта. В кн. Подземная гидравлика. — Тр. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина. — М.: вып. 33, 1961.—С. 131—142.

208. Телков А.П., Телков В.А. Термогидродинамические задачи притокагаза к несовершенным скважинам. — М.: ВНИИгазпром, 1989. — 39 С.

209. Телков А.П., Телков В.А. Термогазодинамические задачи притока газа к несовершенным скважинам. — М.: ВНИИЭгазпром, 1989. 39 с.

210. Тепло- и массообмен. Теплотехнический эксперимент: Справочник. — М.: Энергоиздат, 1982.

211. Термометр ТС-300. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. АХЖ 2.821.00.ТО. Свердловск: ОЭЗСГА, 1982.

212. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Под ред. А.И.Спивака. М.: Недра, 1969.

213. Типовые задачи и расчеты в бурении /под ред. И.В. Элияшевского М.: Недра, 1982

214. Тихонов А. Н., Самарский А. А. Уравнения математической физики. — М.: Гос. изд-во техн.-теор. лит., 1953. — 680 с.

215. Туз Ю.М. Структурные методы повышения точности измерительных устройств. Киев: Высш.шк., 1976. - 255 с.237; Туричин-А-.М; Электрические-измерения-неэлектрических величин. — M.-JI. : Энергия, 1966. 690 с.

216. Федоров В.Н. Коррекция температурных погрешностей тензорезисторных датчиков //Измерительные элементы и системы управления в нефтяной и газовой промышленности: Межвуз.сб.науч.тр. -Уфа: УНИ. 1988. - с. 45-50.

217. Федоров В.Н., Мешков В.М. Современные гидродинамические методы исследования скважин //Интервал. 2002. - № 1. — С. 55-60.

218. Федоров В.Н., Шешуков А.И., Мешков В.М. Гидродинамические свойства баженовской свиты //Нефтяное хозяйство. 2001. - № 9. - С. 86-92.

219. Федоров В.Н., Шешуков А.И., Мешков В.М. Гидродинамические исследования горизонтальных скважин //Нефтяное хозяйство. 2002. - № 8. -С. 92-94.

220. Федоров В.Н., Нестеренко М.Г., Клюкин С.С. Нефть.Отбор глубинных проб. РД 5753490-033-2004. Сургут: ОАО "Сургутнефтегаз", 2004. 41 с.

221. Физический энциклопедический словарь/ Гл. ред. А.М.Прохоров. Ред. Кол. Д.М. Алексеев, A.M. Бонч-Бруевич, A.C. Боровик-Романов и др.- М.: Сов. энциклопедия 1983.- 928 с.

222. Филиппов А.И., Шарафутдинов Р.Ф. Особенности теплового поля дроссельного эффекта в пластовых условиях при наличии охлаждения закачиваемой водой //нефть игаз. 1982. - № 3. - с. 53-58.

223. Филиппов А.И. Скважинная термометрия переходных процессов. Саратов, Изд-во Саратов.унив., 1989. 116 с.

224. Фролов H. М. Гидрогеотермия. М., изд-во «Недра», 1968.

225. Харламов К.Н., Проводников Г.Б., Федоров В.Н. Методика лабораторных исследований различных технологических жидкостей при их прокачивании через керн. РД 5753490-034-2003. Сургут: ОАО «Сургутнефтегаз», 2003. — 9 с.

226. Хасан Акрам, Вольпин С. Г., Мясников Ю. А. и Исследования малодебитных скважин в России//Нефтегазовое обозрение. 1999.

227. Хисамов Р:С;, Сулейманов Э;И;, Фархуллин Р.Г., Никашев 0:А., Губайдуллин A.A., Ишкаев Р.К., Хусаинов В.М. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». 1999. - 227 с.

228. Хоминец З.Д., Шановский Я.В. Изучение зоны кольматации терригенных коллекторов промыслово-геофизическими методами // Нефтяное хозяйство. 1984. - № 7. - с. 25-27.

229. Хоминец З.Д. и др. Освоение скважин с непрерывным контролем состояния призабойной зоны // Нефтяное хозяйство. 1988. - № 4. — с. 20-22.

230. Хоминец З.Д., Косняк И.Н., Лисовский B.C. Результаты и перспективы применения струйных насосов при поиске, разведке и разработке месторождений // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 5. - с.72-75.

231. Хоминец З.Д. и др. Разработка технологических процессов исследования скважин на базе струйных насосов // Нефтяное хозяйство. -1989.-№9.-с. 61-62.

232. Чарльз Д. Д., Стартцман Р. А. Моделирование горизонтальных скважин методом потоков в условиях смешанной схемы заводнения// Материалы конф. инженеров-нефтяников, г. Лексингтон, 22-—25 октября 1991 г.

233. Чарный И.А. О методах линеаризации нелинейных уравнений типа уравнения теплопроводности.—Изв. АН СССР, ОТН, 1951, №6.

234. Чарный И. А. Нагревание призабойной зоны при закачке горячей воды в скважину. «Нефтяное хозяйство», 1953, № 2 и 3.

235. Чарный И.А. Определение некоторых параметров пластов при помощи кривых восстановления забойного давления. //Нефтяное хозяйство,№ 3, 1955.

236. Чарный И.А., Умрихин И.Д. Об одном методе определения параметров пласта по наблюдению неустановившегося режима притока к скважине.— Тр. Московского нефтяного института, вып. 24, 1959.

237. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика.-М.: Гостоптехиздат, 1963.

238. Чекалюк Э. Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа^ТСиев, Гостехиздат, 1961.267: Чекалюк Э; Б. и др. Инструкция по гидродинамическим исследованиям нефтяных и газовых залежей. Киев, Гостехиздат, 1961.

239. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. -М.:Недра, 1965.-238 с.

240. Черных В.А. Гидродинамические принципы применения горизонтальных скважин при разработке месторождений нефти и газа. //Нефтепромысловое дело. №7, 1995, с.5-6.

241. Черных В.А. Гидродинамика горизонтальных скважин // Четвертые Губкинские чтения. — М.: МИНГ, 1997.

242. Щелкачев В.Н. Избранные труды, в 2 т., том 1 М.: Недра, 1990, 399 с.

243. Щелкачев В.Н. Избранные труды, в 2 т., том 2 М.: Недра, 1990, 613 с.

244. Щелкачев В.Н. Основы и приложения неустановившейся фильтрации: Монография. М.: Нефть и газ, 1995. - 120с.

245. Щелкачев В.Н., Назаров С.Н. Учет влияния гидродинамического несовершенства скважин в условиях упругого режима. — Нефтяное хозяйство, 1954, № 5.

246. Шагиев Р.Г. Исследование скважин по KB Д. М.: Наука, 1998. - 304 с.

247. Шешуков А.И., Федоров В.Н., Мешков В.М. Влияние ствола скважины на достоверность гидродинамических исследований //Нефтяное хозяйство. -2001.-№5.-С. 64-67.

248. Эрлер В., Вальтер JI. Электрические измерения неэлектрических величин полупроводниковыми тензорезисторами. -М.: Мир, 1974. 285 с.

249. Al-Hussainy R., Ramey Н. I. and Crowford Р.В. The Flow of Real Gases through Porous Media. I.P.Т., May, 1966, p.p. 624—636.

250. Babu D.K., Odeh A.S. Productivity of a Horizontal Well. SPE 18301, 1988.

251. Beggs H.D., Brill I.P. A Study of Two — Phase How in Inclined Pipes. — J.P.T. —May, 1973.

252. Buhidma J.M. Transient Pressure Behavior of Partially Penetrating Wells Subject to Bottomivater Drive.— J.P.T., 1980, July,—P. 1251—1261.

253. Butler R.M. Horizontal wells for the recovery of oil, gas and bitumen // Petroleum Society Monograph. 1997. - 224 p.

254. Carr N.,,Kobayashi R. and Burrows D.B. Viscosity o£ Hydrocarbon, Gases-Under Press. Trans, A. I.M.E., N 201, 1954, p. p. 47—55.

255. Harris M.H. The Effect of Perforating on Well Productivity.-IPT.Apr,, 1966.

256. Hudson H. Cremona Transformations Plane and Spase. Cambridge: Univ.Press. 1927.-514p.

257. Hurst W. Unsteady flow of fluids in oil reservoirs. "Physics", v. 5, № 1, Jan 1934, pp. 20-30

258. Economidas M. J., DeimbacherF. X., Brand C. W. Comprehensive Simulation of Horizontal Well Perfomance. SPE 20717,1990.

259. Ehlig-Economides C., Joseph J. A New Test for Determination of Individual Layer Properties in a Multilayered Reservoir //SPEFE , Sept. 1987, 261-83.

260. Gacob C.E. On the Flow of Water in an Elastic Artesian Aquifer. Trans, America. Geophyc. Union. Reports and Paper. Stydrology, 1940.

261. Giger F.M. Reduction Du Number de Puits Par L'utilisation de Forages Horizontaux. Revue De L'institut Fr. Du Petrole. V.38, №3, 1983.

262. Goode P. A., Wilkinson D. J. Inflow Perfomance of partially open Horizontal Wells. SPE 19341,1989.

263. Joshi S.D. Horizontal Well Technology, 1991, pp. 533.

264. Kalaydjian F., Bourbiaux B., Cuerillot D. Viscous coupling between fluid phases for two-pnase flaw in porous media: theory versus experiment. Proc. 5-th Eur. Symp. on improved oil recovery, Budapest: 1989. — P. 717—726.

265. Kazemi H. Pressure builup in reservoir limit testing of stratified systems //JPT , April, 1970.

266. Kolhads Ch. A. A Method for Analyzing Pressures Measured During Drillstrem — Test Flow Periods. — J.P.T., Oct., 1972.

267. Kuchuk F., Brigham W.E. Unsteady — State Water Influx in Elliptic and Anisotropy Reservoir / Aquifer Systems. — SPEJ, June 1981, p.p. 309—314.

268. Kuchuk F., Karakas M., Ayestaran L. Well Testing and Analysis Techniques for Layered Reservoirs //SPEFE , Aug. 1986, 342-54.

269. Landrum R.L., Grawford P.B. Effect of Drain Hollis Drilling on Production Capasity. — I.P.T. Febr., 1955.

270. Lee W.J. Characterizing formations with well tests. SPE, S.A.Holditch and Associates, Inc. -1997.

271. Lefkovits H.C. et al. A. Study of the behavior of bounded reservoirs composed of stratified layers //SPEJ, March, 1961.

272. Nisle R.G. The Effect of Partial Penetration on Pressure Build up in Oil Wells. — J.P.T., vol 213, May, 1958.

273. Midenberger D. Einfluss der Luleitungen Bei Temperaturmessung mit Widerstandsthermometer "Hansa" 1972, 109, № 3, 244-247.

274. Muskat M. The flow of compressible fluids through porous media and some problems in heat conduction. "Physics", v. 5, № 3, March 1934, pp. 71-94.

275. Perrine R.L. Well Productivity Increase From Drain Hollis as Measured by Model Studies. — Petr. Tranc. AIME, vol. 204, 1955.

276. Prijambodo R., Raghavan R., Reynolds A.C. Well Test Analysis for Well Producing Layered Reservoirs with Crossflow //SPEJ, June, 1985, 380-96.

277. Polubarinova-Kochina P.Ya. Theory of groundwater movement. Princeton, 1962.

278. Shah P.C., Karakas M., Kuchuk F., Ayestaran L. Estimation of the Permeabilities and Skin Factors in Layered Reservoirs with Downhole Rate and Pressure Data //SPEFE, Sept, 1988, 555-66.

279. Sherrard D. W. Prediction and Evalution of Horizontal Well Perfomance. SPE 25565, 1993.

280. Spivey J.P., Lee W.J. Fundamentals of type curve analysis//Petroleum Engineer. 1997. - Sept - Pp. 63 - 70.

281. Streltsova T.D., Mc Kinly R.M. Early Time Buildup Data Analysis for a Complex Reservoir. J. Petrol, Technol. 1982, V. 34, N 5, p.p. 1145—1155.

282. Stewart G., Westaway P. Future development in well test analysis: horizontal well test interpretation techniques//Petroleum Engineer. -1997. Nov. -Pp. 77 - 80.

283. Stewart G. Recent Development in Well Test Analysis / Petroleum Engineer. -19977-Aug.-Pp. 47 -56.

284. Ramey H. J. and Agrawal R. G. Annulus Unloading Rates as Influenced by Wellborn Storage and Skin-Effect. Soc. Pet. Eng. I, Oct. 1972.

285. Reeves S. R. Utilization of Horizontal Wells for Secondary Oil Recovery. SPE 25350, 1993.

286. Renard G.I., Dupug J.M. Influence of Formation Damage on the Flow Efficiency of Horizontal Wells. Paper SPE 19414, Louisiana 1990.

287. Tariq S.M., Ramey H.J. Drawdonw behavior of a well with storage and skin effect communicating with layers of different radii and other characteristics //SPE 7453, Oct. 1978.

288. Zana E.T., Thomas G.W. Some Effect of Contaminants of Real Gas Flow. — J.P.T.,N9, Sept., 1970.