Компьютеризованный аппаратурно-методический комплекс для геофизических исследований действующих скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 04.00.12, доктор технических наук Буевич, Александр Степанович

• Буевич, Александр Степанович
• доктор технических наук
• 1998

Оглавление диссертации доктор технических наук Буевич, Александр Степанович

ВВЕДЕНИЕ

1. СОСТОЯНИЕ И РАЗВИТИЕ ТЕХНОЛОГИИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ

ИССЛЕДОВАНИЙ ДЕЙСТВУЮЩИХ СКВАЖИН.

1.1 Формирование геофизических исследований действующих скважин как самостоятельного направления промысловой геофизики.

1.2 Задачи геофизических исследований действующих скважин.

1.3 Основные методы ГИДС и методика проведения исследований.

1.4 Скважинная аппаратура.

1.5 Регистрирующие комплексы.

1.6 Выводы.

2. РАЗРАБОТКА МЕТОДИЧЕСКИХ ВОПРОСОВ ПРИМЕНИТЕЛЬНО К КОМПЬЮТЕРНОЙ ТЕХНОЛОГИИ.

2.1 Разработка методики проведения ГИДС.

2.1.1 Общие требования.

2.1.2 Методика термических исследований.

2.1.3 Методика манометрических исследований.

2.1.4 Методика потокометрических исследований.

2.1.5 Регистрация диаграммы гамма-излучения.

2.1.6 Регистрация диаграммы магнитного локатора.

2.2 Разработка методики обработки данных и интерпретации.

2.2.1 Разработка способов обработки "зашумлённых" данных.

2.2.2 Определение работающих интервалов и профиля расхода.

2.2.3 Определение характера притекающего флюида.

2.2.4 Выявление заколонных перетоков.

2.3 Выводы.

3. КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ ПРОЦЕССУ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ДЕЙСТВУЮЩИХ СКВАЖИН.

3.1 Общие представления о технологическом процессе ГИДС.

3.2 Уточнение задачи, выбор методики и технических средств её решения.

3.2.1 Работа с Заказчиком.

3.2.2 Принцип избыточности.

3.3 Подготовительные работы.

3.3.1 Ремонт и обслуживание скважинной аппаратуры.

3.3.2 Метрологическое обеспечение.

3.4 Проведение исследований.

3.4.1 Скважинная аппаратура.

3.4.2 Компьютерная станция./.

3.4.3 Программное обеспечение контроля и регистрации.

3.4.4 Оперативная обработка данных.

3.5 Компьютерная поддержка интерпретации.

3.5.1 Функции программного обеспечения интерпретации.

3.5.2 Принципы построения программного обеспечения интерпретации.

3.6 Выводы.

4. РАЗРАБОТКА СКВАЖИННОЙ АППАРАТУРЫ НОВОГО ПОКОЛЕНИЯ.

4.1 Принципы построения комплекса скважинной аппаратуры.

4.2 Разработка первичных преобразователей (датчиков).

4.2.1 Датчик температуры.

4.2.2 Датчик термоанемометра.

4.2.3 Датчик индикатора влагосодержания.

4.3 Аппаратура нового поколения ГРАНИТ.

4.3.1 Принципы построения аппаратуры.

4.3.2 Формат передачи данных.

4.3.3 Унифицированная плата TJIC.

4.3.4 Принцип организации совместной работы модулей.

4.3.5 Метрологическая обработка параметров.

4.4 Применение основных элементов системы ГРАНИТ в приборах иных систем.:.

4.5 Выводы.

5. РАЗРАБОТКА НАЗЕМНОГО КОМПЬЮТЕРИЗОВАННОГО

РЕГИСТРИРУЮЩЕГО КОМПЛЕКСА.

5.1 Принципы построения компьютерных регистрирующих систем

5.1.1 Обслуживание скважинной аппаратуры.

5.1.2 Обеспечение работы с внешним наземным оборудованием.

5.1.3 Функциональная схема и компоновка компьютерного регистрирующего комплекса.

5.1.4 Требования к программному обеспечению регистрирующего комплекса.

5.2 Программно-управляемый регистрирующий комплекс ОНИКС

5.2.1 Состав и функциональные возможности комплекса.

5.2.2 Устройство и принципы работы.

5.2.3 Основные принципы построения программного обеспечения регистрирующего комплекса ОНИКС.

5.3 Выводы.:.

6. РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ КОМПЬЮТЕРНОЙ ОБРАБОТКИ И

ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ОНИКС.

6.1 Основные принципы построения подсистемы обработки.

6.1.1 Краткое описание структуры базы данных.

6.1.2 Подсистема редактирования.

6.1.3 Рабочее место интерпретатора в системе ОНИКС.

6.2 Алгоритмы программ обработки.

6.2.1 Программа уточнения привязки зарегистрированных данных по глубине.

6.2.2 Первичная обработка.

6.2.3 Обработка данных термометрии ниже перфорации.

6.2.4 Определение интервалов поглощения по термограмме остановленной скважины.

6.2.5 Обработка данных термоиндикатора притоков.

6.2.6 Обработка данных расходометрии на протяжке.

6.2.7 Обработка данных расходометрии в пошаговом режиме.

6.2.8 Определение состава жидкости в скважине.

6.2.9 Определение плотности флюида и нефтесодержания по давлению.

6.2.10 Определение дебита воды и нефти по двум замерам уровней

6.2.11 Программы обработки данных гидродинамических исследований.

6.2.12 Обработка кривых восстановления давления.

6.2.13 Обработка кривых восстановления уровня.

6.3 Выводы.

7. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫШЛЕННОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ АППАРАТУРНО-МЕТОДИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА.

7.1 Объёмы промышленного использования.

7.2 Примеры решения промысловых задач.

7.2.1 Исследования добывающей скважины В-03 месторождения Ардалин.'.

7.2.2 Исследования нагнетательной скважины 220 Пограничной площади.

7.3 Выводы.1.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Компьютеризованный аппаратурно-методический комплекс для геофизических исследований действующих скважин»

В последние годы в нефтяной отрасли РФ наблюдалось падение добычи нефти. Одной из причин этого является высокая обводнённость добываемой продукции на большинстве нефтяных месторождений страны. Одновременно резко уменьшился прирост запасов из-за сокращения разведочного бурения и уменьшения размеров и запасов вновь разведанных месторождений. Снижение темпов падения добычи может быть достигнуто за счёт быстрого ввода в эксплуатацию скважин, выходящих из бурения и повышения эффективности и уменьшения сроков капитального ремонта скважин, а также проведение мероприятий по интенсификации добычи. Важнейшее значение имеет оптимизация процесса добычи нефти по месторождениям.

Все указанные меры, способствующие снижению темпов падения добычи, эффективны при условии их информационного обеспечения методами промысловой геофизики. Без геофизического контроля эксплуатации месторождений и отдельных скважин невозможно как рациональное управление процессом разработки в целом, так и решение оперативных вопросов по выбору режимов работы скважин и их ремонту. В связи с этим в настоящее время наблюдается неуклонный рост объёмов информационных услуг, оказываемых геофизическими предприятиями в процессе эксплуатации и капитального ремонта скважин. Объединяющим признаком такого рода услуг является то, что они связаны с проведением геофизических исследований действующих скважин (далее ГИДС).

Технология геофизических исследований действующих скважин основана на теоретических исследованиях, методических и аппаратурных разработках, выполнявшихся в течение нескольких десятков лет рядом организаций. В результате сложилось направление ГИС, существенно отличающееся по решаемым задачам, условиям проведения, методике и технике исследований от каротажа скважин.

Значительный вклад в формирование этого направления внесли Басин Я.Н., Белышев Г.А., Бернштейн Д.А., Валиуллин P.A., Головацкая И.В., Гулин Ю.Н., Гуторов Ю.А., Дахнов В.Н., Дворкин И.Л., Кирпиченко И.В., Коноплёв Ю.В., Корженевский А.Г., Кременецкий М.И., Лукьянов Э.Е., Непримеров H.H., Орлинский Б.М., Петросян Л.Г., Позин Л.З., Прямов П.А., Резванов P.A., Чёрный В.Б., Швецова Л.Е.

Компьютеризованный аппаратурно-методнческгш комплекс

Введение 10

К началу работ по теме настоящей диссертации имелась технология ГИДС, основанная на научно-обоснованных методиках проведения исследований и интерпретации, использовании комбинированной аппаратуры (К2-321, Напор) и комплексной (КСА-Т7) аппаратуры, аналоговых фоторегистраторов и цифровых регистраторов ТРИАС, ПВК, CAMOTJTOP. Заметим, что последние разрабатывались для каротажных работ.

Появление компьютерных и процессорных технологий поставило вопрос о техническом перевооружении отрасли промысловой геофизики в целом и направления ГИДС в частности. Техническое перевооружение, в свою очередь, ведёт к необходимости пересмотра многих методических вопросов, особенно в части компьютерной обработки данных и компьютерной поддержки интерпретации. При этом резко возрастает эффективность ГИДС при решении геологических и технических задач за счёт повышения объёма и качества получаемого исходного материала, скорости и глубины его обработки. Таким образом, компьютеризация способна коренным образом перестроить технологический процесс ГИДС.

Применение компьютерных технологий в системе ГИДС позволяет коренным образом повысить эффективность и оперативность решения задач контроля эксплуатации нефтяных месторождений и информационного обеспечения испытаний разведочных скважин и капитального ремонта эксплуатационных скважин. Основными составными частями технологии ГИДС являются:

• скважинная аппаратура;

• регистрирующий комплекс (станция);

• средства обработки данных, интепретации и подготовки заключения.

Все известные научно-технические разработки, направленные на совершенствование технологии ГИДС, ограничиваются какой либо одной из указанных составных частей. Например, в геофизических предприятиях используются недавно разработанная цифровая скважинная аппаратура АГАТ (Уфа), ПОИСК (Уфа), компьютерные регистраторы КЕДР (Саратов), программные пакеты обработки PRIME (Уфа), АО СИЭЛ (г. Тюмень), ГЕККОН (г. Москва). Технологический комплекс на ряде предприятий строится на основе совместного применения указанных составных частей в той или иной комбинации. Поскольку при разработке отдельных составляющих комплекса изначально не закладывалась прямая их увязка, эффективность подобных систем значительно меньше той, которую можно

Введение 11 было бы ожидать. Отметим, что на момент начала промышленного применения первого варианта компьютерного комплекса ГРАНАТ (1989 г) указанные разработки отсутствовали.

Разработка аппаратурно-методического комплекса для ГИДС на основе научно-обоснованных принципов комплексного подхода к разработке аппаратуры, методики и программного обеспечения является актуальной научно-технической проблемой. Решение этой проблемы вносит значительный вклад в ускорение научно-технического прогресса. Внедрение комплекса имеет важное народнохозяйственное значение в обеспечении снижения темпов падения добычи нефти.

Целью работы является повышение информативности, достоверности и оперативности геофизических исследований ГИДС скважин при их испытании, эксплуатации и ремонте за счёт комплексного подхода к разработке компьютерной технологии ГИДС и создания на этой основе аппаратурно-методического комплекса.

Выполнение поставленной цели требует решения следующих основных задач.

1) Анализ современного состояния технологии геофизических исследований ГИДС нефтяных скважин.

2) Научное обоснование и разработка методики решения основных задач ГИДС применительно к компьютерной технологии:

• исследование методических вопросов решения задач ГИДС на основе использования многопараметровой цифровой аппаратуры;

• разработка методов компьютерной обработки данных при решении задач ГИДС.

3) Научное обоснование и разработка принципов комплексного подхода к разработке аппаратуры, методики и программного обеспечения для ГИДС.

4) Разработка цифровой скважинной аппаратуры:

• сравнительный анализ различных принципов построения цифровой скважинной аппаратуры;

• исследования по оптимизации конструкции датчиков и разработка новых типов датчиков;

• разработка модульной программно-управляемой скважинной аппаратуры на принципах сетевой телеметрической системы;

• оценка перспектив развития базового аппаратурного комплекса.

Введение 12

5) Разработка компьютерного регистрирующего и обрабатывающего комплекса для геофизических исследований действующих скважин:

• анализ состава обслуживаемой скважиной аппаратуры по особенностям ТЛС;

• определение функциональных и эксплуатационных требований к комплексу;

• определение принципов построения и разработка программного обеспечения станции на основе комплексного подхода к технологическому процессу.

6) Разработка программной среды компьютерной поддержки интерпретации:

• исследование возможности создания специализированной среды программирования для создания и совершенствования обрабатывающих программ и оценка её эффективности;

• разработка алгоритмов и программ компьютерной обработки и поддержки интерпретации.

7) Обеспечение опытно-промышленного опробования и практического использования в геофизических предприятиях разработанного аппаратур-но-методического комплекса.

Научная новизна

1. Обоснован и реализован принцип построения программного обеспечения компьютеризованного аппаратурно-методического комплекса для исследования действующих скважин как функционально законченной единой системы, включающей подсистемы:

• управления регистрирующим комплексом;

• регистрации исходных данных и условий измерения;

• метрологической поддержки скважинной аппаратуры на принципе индивидуальной градуировки;

• компьютерной поддержки оперативной интерпретации.

2. Показана возможность применения в скважинной аппаратуре в качестве чувствительного элемента датчика температуры фольгового никелевого резистора на полиамидной плёночной подложке, что позволило достичь улучшения метрологических характеристик датчика и увеличить его надёжность.

3. Определены критерии качества датчика термоанемометра и предложен

Введение 13 способ улучшения его характеристик за счёт использования принципа направления теплового потока вдоль поверхности корпуса датчика.

4. Предложена и разработана система построения модульной программно-управляемой скважинной аппаратуры на принципах двухпроводной сетевой телеметрической системы.

5. Предложен и реализован способ температурной компенсации датчика давления с использованием специального служебного телеметрического канала и коррекции показаний на программном уровне станции.

6. Разработаны базовые алгоритмы обработки и компьютерной поддержки интерпретации данных ГИДС:

• усовершенствован алгоритм нахождения плотности по кривой давления за счёт углублённой обработки кривой градиента давления, что позволяет существенно увеличить разрешающую способность и по плотности оценивать нефтесодержание в потоке флюида;

• предложена методика обработки данных термоиндикатора притоков, позволяющая устранить влияние температуры среды и предусматривающая выявление интервалов притоков на основе статистической обработки нескольких замеров по минимальному и максимальному критериям;

• обоснована необходимость и предложен способ приведения к единой шкале всех показаний индикатора влагосодержания, зарегистрированных в скважине.

Основным защищаемым результатом является аппаратурно-методический комплекс для исследования действующих скважин, представляющий собой единую систему, включающую модульную многоканальную скважинную аппаратуру, специализированную компьютеризованную регистрирующую станцию и интегрированную программную среду регистрации и обработки данных.

Основные защищаемые положения: 1. Построение скважинной аппаратуры для исследования действующих скважин в виде модульной системы на сетевом принципе с транзитным двухпроводным интерфейсом обеспечивает наибольшую гибкость при компоновке комплексов для решения различных задач и экономию при обслуживании.

Введение 14

2. Программное обеспечение должно представлять собой интегрированную систему, обеспечивающую управление аппаратурой, метрологическую поддержку скважинной аппаратуры, регистрацию данных, оперативную обработку данных ГИДС и компьютерную поддержку интепрета-ции, разработку и совершенствование обрабатывающих программ.

3. При регистрации данных целесообразно придерживаться принципа избыточности, заключающегося в том, что при использовании комплексной многоканальной аппаратуры необходимо при всех замерах регистрировать и совместно обрабатывать данные, поступающие по всем каналам аппаратуры.

4. Алгоритмы обработки данных ГИДС и алгоритмы компьютерной поддержки интерпретации должны быть ориентированны на обработку большого количества данных (до сотни кривых при исследовании одной скважины), зарегистрированных комплексной многоканальной аппаратурой с применением принципа избыточности.

В диссертации представлены результаты исследований, выполненных лично автором, под его руководством и при непосредственном участии с 1985 по 1997 гг. в ВНИГИК, НПФ НефтеТестСервис, НПЦ ТверьГеофизи-ка. В разработке последнего поколения скважинной аппаратуры ГРАНИТ и регистрирующего комплекса ОНИКС принимали активное участие Шейфот А.И., Брызгалов В.В, Дмитриев А.Н., Юркина В.Г.

Реализация программного обеспечения выполнена Коршиковым С.Н. при постановке задач и руководстве автора.

Часть положений диссертации основаны на научных исследованиях, проведённых автором или при его участии в период с 1972 по 1985 гг. на специализации Геофизика Башгосуниверситета. В этих исследованиях принимали участие сотрудники специализации Валиуллин P.A., Филиппов А.И., Рамазанов А.Ш., Пацков Л.Л.

Большое положительное влияние на формирование диссертационной работы оказали дискуссии и творческие контакты автора с Орлинским Б.М., Кирпиченко Б.И., Адиевым Я.Р. Автор выражает благодарность Бродскому П.А., Фионову А.И. и Козяру В.Ф. за исключительно ценные советы по оформлению работы и подготовке к защите диссертации. Внедрение разработанного комплекса на геофизических предприятиях было

Введение 15 бы невозможно без участия Хаматдинова Р.Т., Бурдо В.Б., Казака В.Г., Коновалова В.А., Пасечника М.П., Шамихина А.Н. Автор выражает глубокую признательность этим учёным и производственникам, а также многим другим специалистам научных и производственных организаций, с которыми он с большим удовлетворением сотрудничал в ходе работы.

Заключение диссертации по теме «Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых», Буевич, Александр Степанович

Основные результаты диссертационной работы следующие.

1. Разработан комплексный подход к технологическому процессу геофизических исследований ГИДС скважин:

• определены участники технологического процесса и их функции, привлекаемые ресурсы, проанализировано их взаимодействие на разных этапах решения задач ГИДС;

• определены требования к скважинной аппаратуре, компьютерной станции и её программному обеспечению;

• разработаны принципы построения программного обеспечения интерпретации (компьютерной поддержки интерпретации);

• рассмотрены вопросы совместимости отдельных компонентов технологического процесса как основополагающие при комплексном подходе к этому процессу.

Разработанные принципы легли в основу создания аппаратурно-методического комплекса ГРАНИТ-ОНИКС. i

2. Изучены особенности методики проведения исследований и обработки данных ГИДС применительно к компьютерной технологии:

• даны рекомендации по проведению термических, манометрических, потокометрических и других исследований;

• предложен и обоснован "принцип избыточности" при проведении ГИДС; ,

• разработаны способы обработки "зашумлённых" данных;

• предложены принципы компьютерной обработки данных при решении основных задач ГИДС. :

Результаты исследований в области методики использованы, в частности, при создании пакета программ компьютерной поддержки интерпрета-Компъютеризованиый аппаратурио-методическгш комплекс ции.

3. Разработана модульная программно-управляемая аппаратура нового поколения ГРАНИТ:

• определены и воплощены принципы построения аппаратуры на основе современных процессорных технологий;

• разработан сетевой принцип .совместной работы модулей на остове одножильного интерфейса;

• разработаны новые датчики температуры, термоанемометра, индикатора влагосодержания; ' !

• разработана унифицированная плата ТЛС, позволяющая модернизировать старый парк аппаратуры;

• сформулированы и воплощены принципы построения аппаратуры, обеспечивающие оптимизацию метрологического обеспечения.

4. Разработан наземный компьютерный регистрирующий комплекс: i

• определены функциональные требования и принципы построения регистрирующего комплекса;

• разработано программное обеспечение контроля, управления и регистрации;

• разработаны и испытаны два варианта регистрирующего комплекса;

• разработана система метрологического обеспечения обработки данных в реальном времени, предусматривающая использование индивидуальных метрологических описаний модулей;

• разработана структура описаний скважинной аппаратуры, позволяющая обслуживать разнообразные типы аппаратуры с использованием унифицированного кабельного интерфейса.

5. Разработана программная среда оперативной обработки данных ОНИКС, имеющая два уровня обработки данных с пакетом программ компьютерной поддержки интерпретации.

6. Обеспечен серийный выпуск аппаратурно-методического комплекса и внедрение его на производстве.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Анализ состояния технологии геофизических исследований ГИДС скважин и решаемых задач с позиций компьютеризации этой технологии, теоретические исследования, разработка лабораторных макетов и экспериментальной скважинной аппаратуры и их испытаний, разработка и сравнительные испытания различных регистрирующих систем, исследования в области создания алгоритмов обработки данных ГИДС позволили автору разработать компьютеризованный аппаратурно-методический комплекс для геофизических исследований ГИДС скважин.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Буевич, Александр Степанович, 1998 год

1. Абрукин A.JI. Потокометрия скважин. М., Недра, 1978.

2. Аксельрод С.М., Беленький В.Г., Зунделевич С.М. Автоматизированная система обработки и интерпретации данных геофизических исследований в скважинах. НТО Сер. Регион., развед. и промысл, геофизика. М., изд. ВИЭМС, 1981.

3. Алберг Дж., Нп.1Ьгон Э., Уолт Дж. Теория сплайнов и со приложения. Пер. с англ. М.: Мир, 1972.

4. Андреев A.A., Беляков Н.В. и др. Информационно-управляющий комплекс для каротажно-технологических лабораторий. Методика и техника геофизических и геолого-технологических исследований скважин: сб. статей Тверь, НПГП "ГЕРС", 1994.

5. Басин Я.Н, Мартьянов И.А., Петросян Л.Г. и др. Руководство по применению промыслово-геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений. М., Недра, 1978.

6. Белосток Ю.В., Григорьевская И.В. Система регистрации данных ГИС аналоговыми скважинными приборами лаборатории ЛКС-10УУ1-01. Методика и техника геофизических геолого-технологических исследований скважин. Сб. статей Тверь, НПГП ТЕРС", 1994.

7. Белосток Ю.В., Комлев Н.Ю. ГРИС система регистрации нового поколения. Компьютеризованные и микропроцессорные системы для геофизических и геолого-технологических исследований скважин. Сб. статей -АО НПП ТЕРС", Тверь, 1994.

8. Буевич A.C. A.c. 3917878 СССР. Способ исследования скважин. Опубл. 07.03.87. Бюл. №9.1. Список литературы 210

9. Буевич A.C. Геофизическое сопровождение испытаний скважин в колонне комплексом приборов "Напор" К2-321. Методические рекомендации. ВНИГИК, Тверь, 1989.

10. Буевич A.C. Диодные измерительные мосты. "Измерительная техника", №2, 1977.

11. Буевич A.C. К вопросу об изучении теплофизических свойств горных пород в их естественном залегании. Сб. "Проблемы физики и гидродинамики нефти и газа", Башгосуниверситет, Уфа, 1976.

12. Буевич A.C. К разработке методики определения заколонной циркуляции жидкости в зумпфе действующей скважины. ВНИИНТИ "Депонированные рукописи" №11(133), стр.80. М., 1982.

13. Буевич A.C. К статье Я.Н. Басина "Современное состояние и перспективы развития геофизических методов контроля испытаний нефтегазо-разведочных скважин". Тверь, Каротажник №11, 1995.

14. Буевич A.C. Комплексный подход к решению вопросов повышения качества геофизических исследований эксплуатационных скважин. Тезисы научно-практического семинара "Проблемы качества ГИС", Тверь, АО НПЦ "Тверьгеофизика". Опубл. Тверь, Каротажник №33, 1997.

15. Буевич A.C. Методические рекомендации по применению программно-управляемого комплекса ГРАНАТ. ВНИГИК, Тверь, 1993.

16. Буевич A.C. Особенности распределения температуры в действующих нефтяных скважинах. "Нефтяное хозяйство", №12, 1976.

17. Буевич A.C. Регистрирующий и обрабатывающий комплекс "ГРАНАТ-ОНИКС". Тверь, Каротажник №9, 1995.

18. Буевич A.C. Термические методы исследования глубиннонасосных скважин через межтрубное пространство. М., МИНХ и ГП им. Губкина, 1978.1. Список литературы 211

19. Буевич A.C. Хизбуллин Ф,Ф. A.c. 944073 СССР. Устройство для усиления электрических напряжений. Опубл. 15.07.82. Бюл. №26.

20. Буевич A.C. Цифровая скважинная аппаратура для геофизических исследований скважин "ГРАНИТ". Тверь, Каротажник №31, 1997.

21. Буевич A.C., A.c. 470764 СССР. Способ измерения сопротивления датчика. Опубл 15.5.75. Бюл. № 18.

22. Буевич A.C., Валиуллин P.A. и др. A.c. 1160013 СССР. Способ исследования технического состояния скважины. Опубл. 07.06.85. Бюл. №21.

23. Буевич A.C., Валиуллин P.A. и др. A.c. 924449 СССР. Способ контроля технического состояния скважины. Опубл. 30.04.82. Бюл. №16.

24. Буевич A.C., Валиуллин P.A. и др. A.c. 933064 СССР. Способ определения характера движения жидкости за обсадной колонной. Опубл. 07.06.82. Бюл. №21.

25. Буевич A.C., Валиуллин P.A. и др. A.c. 953196 СССР. Способ исследования нефтяных скважин. Опубл. 23.08.82. Бюл. №31.

26. Буевич A.C., Валиуллин P.A. и др. Возможности использования термометрии для контроля за вскрытием пластов. ЭИ Сер. техника и технология бурения скважин. М. ВНИИОЭНГ- 1988. вып. 10 - с.20-24.

27. Буевич A.C., Валиуллин P.A. и др. Современное состояние и пути совершенствования термических исследований нефтяных скважин. В сб. "Автоматизация технологических процессов в нефтяной промышленности". Уфа, Уфимский нефтяной институт, 1980, с.33-40.

28. Буевич A.C., Валиуллин P.A. Применение термометрии для определения движения жидкости за обсадной колонной нефтяной скважины. Руководство по методике исследований и интерпретации. Уфа, Баш. ГУ, 1982.

29. Буевич A.C., Дворецкий В.Г. и др. Особенности применения термометрии в эксплуатационных скважинах Мангышлака. "Нефтепромысловая геофизика", вып.:, Уфа, 1976.

30. Буевич A.C., Дворкин И.Л. и др. Опыт применения градиент-термометрии в нефтяных скважинах. "Нефтегазовая геология и геофизика", экспресс-информация, №17,1975.1. Список литературы 212

31. Буевич A.C., Дворкин И.Л. и др. Особенности применения термометрии при исследовании низкодебитных скважин и выявлении интервалов слабых притоков. "Нефтепромысловое дело", №10, 1975.

32. Буевич A.C., Казак В.Г. Новое поколение скважинной аппаратуры для исследования ГИД С скважин "Гранит". Тверь, Каротажник №22, 1996.

33. Буевич A.C., Коршиков С.Н. Программные средства обработки данных исследований ГИДС скважин "ОНИКС". Тверь, Каротажник №31, 1997.

34. Буевич A.C., Коршиков С.Н. Регистрирующий и обрабатывающий комплекс для исследований ГИДС скважин "ОНИКС". Тверь, Каротажник №31, 1997.

35. Буевич A.C., Коршиков С.Н. Тенденции развития аппаратурно-методи-ческого обеспечения ГИЭС. Тверь, Каротажник №10,1995.

36. Буевич A.C., Парфёнов А.И. и др. Высокочувствительный скважинный термометр для измерения температуры и градиента в действующих нефтяных скважинах. "Нефтепромысловое дело", Экспресс-информация, №4, 1974.

37. Буевич A.C., Пацков JI.JI. A.c. 1192112 СССР. Устройство для усиления электрических напряжений. Опубл. 15.1185. Бюл. №42.

38. Буевич A.C., Пустов В.В. A.c. 1314035 СССР. Способ испытания скважин. Опубл. 30.05.87. Бюл. №20.

39. Бурханов О.Х., Галкин С.М., Титов Ю.Ф. Разработка системы сбора каротажной лаборатории ЛКС-10УУ1-04. Методика и техника геофизических и геолого-технологических исследований скважин. Сб. статей -Тверь, НПГП ТЕРС", 1994.

40. Валиуллин P.A., Федотов В.Я. и др. Способ определения вертикального движения жцдкости в скважине. A.c. СССР № 1305321, 1987.

41. Валиуллин P.A., Дорофеев В. С., Самарцева В.П. Исследование технического состояния обсадной колонны методом высокочувствительной термометрии / Нефтяное хозяйство, 1979, А 9, с .54-56.

42. Валиуллин P.A., Буевич.А.С., Бровин Б. 3. К разработке методики определения заколонной циркуляции по термограмме в зумпфе действующей скважины Уфа: ВНИИНПГ, 1982. -10 с. -Дел. во ВШИОЭНГ 14.07.82.1. Список литературы 213

43. Валиуллин Р.Д., Рамазанов А.Ш, Термические исследования при компрессорном освоении нефтяных скважин. Уфа: Изд-во Башк. госуд. унта, 1992. - 168 с.

44. Вахитов Г.Г., Гаттенбергер Ю.П., Лутков В.А. Геотермические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1984, с.240.

45. Венделынтейн Б.Ю., Резванов P.A. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М., Недра, 1978.

46. Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х., Лозин Е.В. Особенности геофизического контроля за разработкой нефтяных месторождений Башкортостана в поздней и заключительных стадиях Тверь: Каротажник, 23, 1996, с. 64-74.

47. Габдуллин Т.Г. Оперативное исследование скважин. -М.:Недра, 1981. -214 с.

48. Галлямов М.Н., Рахимкулова Р.Ш. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений. М.:Недра, 1978. - 208 с.

49. Геофизические методы исследования скважин. Справочное руководство под ред. В.М.Запорожца. М., Недра, 1983.

50. Геофизические методы контроля разработки нефтяных месторожде-ний./Ю.В. Коноплев и др. М., Недра, 1986.

51. Гиматудинов Ш.К., ШирковскиЙ ААИ. Физика нефтяного и газового пласта. М.:Нэдра, 1982. - 312 с.

52. Голембо В.А., Котляров В.Л., Швоцкий Б.И. Пьезокварцовые аналого-цифровые преобразователи температур. -Львов: Высшая школа, 1977. -171с.

53. Горбачёв Ю.И., Ипатов А.И. Геофизические методы контроля за разработкой нефтегазовых месторождений. ГАНГ, 1996, 130 с.

54. Гуторов Ю.А. Акустический метод каротажа для контроля технического состояния ГИДС скважин нефтяных и газовых месторождений /Автореферат на соиск.уч.степ.д.т.наук. М.,1994.1. Список литературы 214

55. Дауётас П. и др. Измерение расхода жидкости в добывающих скважинах. Нефт. хозяйство, 1989, №2.

56. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М.: Недра, 1982. - 448 с.

57. Дахнов В.Н., .Дьяконов Д.И. Термические исследования скважин. -Гостоптехиздат, 1952. 252 с.

58. Дворкин И.Л., Буевич A.C. и др. A.c. 565222 СССР. Измеритель температуры. Опубл. 15.7.77 Бюл. № 26.

59. Дворкин И.Л., Буевич A.C. и др. A.c. 796399 СССР. Способ определения характера насыщенности пласта. Опубл. 15.01.79. Бюл. №2.

60. Дворкин И.Л., Буевич A.C. и др. A.c. 817232 СССР. Способ определения заколонного движения жидкости в действующей скважине. Опубл 30.03.81. Бюл. № 12.

61. Дворкин И.Л., Буевич A.C. и др. Использование высокочувствительной термометрии для выделения интервалов затрубной циркуляции. "Нефтяное хозяйство", №12, 1974

62. Дворкин И.Л., Буевич A.C. и др. Применение термометрии для исследования действующих скважин. ВНИИОЭНГ, РЖ "Геофизика", реф.9Д 310-74 1974

63. Дворкин И.Л., Буевич A.C. и др. Современное состояние и пути совершенствования геофизических методов контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. РЖ "Геофизика", реф.9дЗ 10-74, 1974.

64. Дворкин И.Л., Буевич A.C. и др. Термометрия действующих скважин. Пособие по интерпретации. ВНИИОЭНГ, РФ "Горное дело", 1976, №10. Реф. 12Г 447-76

65. Дворкин И.Л., Буевич A.C., и Филиппов А.И. Оценка пластовых давлений по замерам температуры в эксплуатирующихся нефтяных скважинах. Сб. "Проблемы физики и гидродинамики нефти и газа", Башгосуни-верситет, Уфа, 1976.

66. Дворкин И.Л., Буевич A.C., Филиппов А.И. и др. Термометрия действующих нефтяных скважин. РЖ "Горное дело", N 12, 1976, N447.1. Список литературы 215

67. Дедов Ю.А., Островский М.А., Песелев К.В. и др. Малые ЭВМ и их применение/Под ред. Б. Н. Наумова. М.: Статистика, 1980.

68. Дембицкий С.И. и др. Современные методы оценки качества промысло-во-геофизических измерений. Обзор. Сер. Нефтегаз. геол. и геофиз., вып.13(33).М., изд. ВНИИОЭНГа, 1982.

69. Дембицкий С.И. Оценка и контроль качества геофизических измерений в скважинах. М.: Недра, 1991.

70. Дементьев Л.Ф. и др. Применение информационных мер в нефтепромысловой геологии. Пермь, Пермское кн. изд-во, 1974.

71. Деркач A.C., Еникеева Ф.Х., Журавлев Б.К. и др. Производственный опыт внедрения компьютеризированной технологии ГИС на нефтегазовых месторождениях Оренбуржья. Каротажник, 1996, вып. 21.

72. Закусило Г.А. и др. Применение методов термометрии для определения интервалов пластов, обводненных нагнетаемой водой / Нефтяное хозяйство, 1974, л 2, с.41-44.

73. Закусило Г.А. Способ определения коэффициента продуктивности пласта по данным термометрических исследований /Нефтяное хозяйство, 1972, №5, с.51-54.

74. Зендриков Ю.М., Тумаркин В.А. Перспективы применения микро-ЭВМ в промысловой геофизике. Нефтяное хозяйство, 1987, №3.

75. Зунделевич С.М., Калугин В.К., Левицкий С.А. Функциональные и структурные принципы построения вычислительного комплекса геофизического предприятия. В кн.: Разработка и создание АСУ-Геология. М., изд. ВИЭМС, вып. 3, 1984.

76. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсат-ных пластов и скважин. Зотов Г. А., Алиев 3. С. -М.:Недра, 1980. 301 с.

77. Итенберг С.С. и др. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов. М., Недра, 1984.1. Список литературы 216

78. Калистратов Г.А. и др. Метрологическое обеспечение геофизических средств измерений на стадии эксплуатации. Труды БашНИПИнефти, вып.9, 1979, с.78-81.

79. Кирпиченко Б. И. Применение современных методов контроля за качеством цементирования обсадных колош в районах Башкирии /Нефтяное хозяйство, 1971, № 2, с. 12-16.

80. Кирпиченко Б. И. Технология управления качеством изоляции пластов в ГИДС скважинах на основе шумоакустических методов /Автореферат дис. на соиск.уч. степ. д. т. наук, Тверь, 1994.

81. Козлов А.Л., Фиш M.JI. и др. Расчеты, проводимые в процессе разработки газовых месторождений. М., Недра, 1982.

82. Комаров С.Г. Геофизические методы исследования скважин. М., Недра, 1973.

83. Комлев Н.Ю. Объектно-ориентированный подход к созданию систем регистрации и обработки данных ГИС. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1995, №4, с.21-22.

84. Комплексная термобаростойкая аппаратура для контроля за разработкой месторождений нефти и газа. Отчет о НИР (заключит.). Н.-и. и проект.-конструкт. ин-т геофиз. исслед. (НИИГИ); Рук. Шапошников М.Ю. -ГР 01870030759.

85. Компьютеризированная система фирмы. Pruett Industries для сбора, интерпретации и выдачи данных измерения давления и температуры в скважинах. Pacific Oil World, 1982, 9, vol. 74, №9 (США).

86. Компьютеризованная технология для геофизических исследований на кабеле сборками цифровых программно-управляемых приборов. Каро-тажник, 1996, вып.20, с.3-19.1. Список литературы 217

87. Конноли Э.Т. Справочник по каротажу эксплуатационных скважин. -М.: Недра, 1969.

88. Коноплев Ю.В. Контроль за разработкой нефтяных месторождений геофизическими методами в условиях многофазной фильтрации. /Автореферат дис. на соиск. уч. степ. д. т. наук, Тверь, 1995.

89. Коноплёв Ю.В., Кузнецов С.Г. и др. Геофизические методы контроля разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1986, 221 с.

90. Конюхов В.М. Дисперсные потоки в нефтяных скважинах. Изд.КГУ, Казань, 1990. 137 с.

91. Кошляк В.А. и др. Изучение геофизическими методами нефтяных месторождений на поздней стадии разработки. М., Недра, 1983.

92. Кременецкий М.И., Платов А.И., Кульгавый И.А., Марьенко H.H. Автоматизированная регистрация и обработка материалов ГИС контроль в системе "Геккон - 4.0" - М., 1995. -102 с.

93. Кременецкий М.И. Интерпретация термограмм в действующих скважинах вне интервалов притока /В сб. Физико-химическая гидродинамика. -Уфа, 1993, с.109-116.

94. Кривко H.H., Шароварин В.Д., Широков В.Н. Промыслово-геофизическая аппаратура и оборудование. М.:Недра, 1981. -278 е.

95. Кузнецов С.Г., Леонтьев E.H., Резванов P.A. Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. М., Недра, 1991, 223 с.

96. Кузьминский С.С., Тарко Я.Б. Методы определения межпластовых перетоков закачиваемых вод на месторождении Узень / Нефтепромысловое дело, 1977, л 9, с. 7-10.

97. Ю1.Кулханек О. Введение в цифровую фильтрацию в геофизике. М.: Недра, 1981.

98. Лаптев В.В. Геофизические методы контроля разработки нефтегазовых месторождений. Материалы международного симпозиума '96 по ГИС в процессе разработки нефтяных месторождений с заводнением. Пекин, 1996, с.93-106.1. Список литературы 218

99. Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических исследований скважин. М., Недра, 1981.

100. Леонтьев Е.И. и др Изучение геофизическими методами нефтяных месторождений на поздней стадии разработки. М., Недра, 1974.

101. Логвинов В.П., Афанасьев B.C. и др. Технология цифровой регистрации и первичной обработки на ЭВМ данных каротажа. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика. М., изд. ВНИИОЭНГ, 1982, вып. 17(37).

102. Лыков А. В. Тепломассобмен. Справочник. М.: Энергия, 1978. -479 с.

103. Лыков A.B. Теория теплопроводности. -М.: Высшая школа, 1967.

104. Мазмишвили А.И. Способ наименьших квадратов. М.: Недра. 1968.

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

106. Масленников В.В., Ремизов В.В. Системный геофизический контроль разработки крупных газовых месторождений. М., Недра, 1993, 303 с.

107. Методические рекомендации по проведению геофизических исследований при испытаниях в колонне нефтяных и газовых скважин и интерпретации полученных данных. М., ВНИИЯГТ, 1982.

108. Методическое руководство по геофизическому сопровождению перфорации (проект) /Авторы: Замахаев В. С., Кончаков В.Н., Анти-пычев М.А. ВНИПИВзрывгеофизика, 1995,12 с.

109. Методическое руководство по исследованию малодебитных фонтанирующих скважин и скважин, возбуждаемых компрессором /Лиховол Г.Д., Шевелев П.В., Саулей В.П. Нижневартовск, 1982. - 44 с.

110. Митюшин Е.М. Состояние и развитие информационно-измерительных систем для геофизических исследований скважин. Каротажник, 1995, с. 10-30.

111. Намиот А.Ю. Теплопередача при подъеме нефти в скважине. -Тр.ВНИИ, вып.8, 1956, с.400-412.

112. Никитин. A.A. Теоретические основы обработки геофизической информации. М.: Недра, 1986.

113. Орлинский Б.М. Контроль за разработкой залежей нефти геофизическими методами. М.:Недра, 1977. - 239 с.1. Список литературы 219

114. Орлинский Б.М., Валиуллин P.A. Геофизические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений /Каротажник: Вестник АИС. -Тверь. 1996. - Л 20. - с.44-60.

115. Пацков Л.Л. О выявлении заколонной циркуляции в простаивающей скважине. Деп. ВИНИТИ, 1981, л 854.

116. Платов А. И. Фундаментальные проблемы геофизического контроля за разработкой месторождений нефти и газа /Тезисы Всероссийской научной конференции "Фундаментальные проблемы нефти и газа", Москва, 1996.

117. Позин Л.З. Дифференциальная термометрия нефтяных и газовых скважин. -М.:Недра, 1964. 115 с.

118. Позин Л.З., Широков В.Н. Методика определения работающих горизонтов в эксплуатационных скважинах по данным термометрии. -Тр.МИНХиГП, 1977, вып. 119, с.193-207.

119. Пратт Т. Языки программирования: разработка и реализация. Пер. с англ. М., Мир, 1979.

120. Применение термометрии для определения движения жидкости за обсадной колонной нефтяной скважины. (Временное методическое руководство. Составили Буевич A.C., Валиуллин P.A.). Уфа, 1982.

121. Проселков Ю.М. Теплопередача в скважинах. М.:Недра, 1975. -234 с.

122. Пруткина М.И., Шашкин В.Л. Справочник по радиометрической разведке. М., Атомиздат, 1975.

123. Пустов В.В., Буевич A.C. A.c. 1281665 СССР. Устройство для испытания скважин. Опубл. 07.01.87. Бюл. №1.

124. Разработка и внедрение комплексного скважинного прибора с компь-ютизированной вторичной аппаратурой на базе приборов "Поток", "Газконт" для многопластовых месторождений. Всесоюз. нефтегазовый НИИ (ВНИИнефть). 12.90.

125. Разработка комплексной аппаратуры и методики её применения при исследовании эксп. и нагнет, скв. применительно к условиям нефт. месторождений Зап. Сибири. ВНИИ нефтепром.геофизики. Рук. работы Бровин Б.З., 82.10.11, отчет 2 т.1. Список литературы 220

126. Разработка терморезистора датчика температуры для скважшшых приборов: Без отчета ВНИИ нефтепромысл. геофизики (ВНИИнефтепромгеофизика); Рук. Сайтов Ш.Ф. -ГР 01880054854.

127. Рамазанов А.Ш., Валиуллин P.A., Филиппов А.И. Выявление зако-лонной циркуляции жидкости в начальной стадии эксплуатации скважины /Нефтяное хозяйство, 1982, № 4, с.39-42.

128. Рамазанов А.Ш. Баротермический эффект при нестационарной фильтрации жидкости в нефтяных пластах /Автореферат дис. на со-иск.уч.степ.канд.ф.-м. наук, Казань, 1986.

129. Рамазанов А.Ш., Филиппов А.И. Температурные поля при нестационарной фильтрации жидкости. Изв.АН СССР. Механика жидкости и газа, 1983, л 3.

130. Резванов P.A. Радиоактивные и другие неэлектрические методы исследования скважин. М., Недра, 1982.

131. Руководство по применению промыслово-геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений. М., Недра, 1978.

132. Рябов Б.М., Валиуллин P.A., Асмоловский В.О., Адиев Я. Р. Промы-слово-геофизические исследования для решения задач капитального ремонта скважин. НТВ Каротажник, Тверь, 1966, с. 10-20.

133. Саркисов И.К., Сохранов H.H. и др Цифровая каротажная лаборатория ЛКЦС-10-01. В кн.: Новые разработки в области детальных геофизических исследований на нефть и газ. М., изд. ВНИИГеофизики, 1985.

134. Саульев В. К., Самойлов И. И. Приближенные методы безусловной минимизации функций многих переменных//Нтоги науки и техники. Сер. Математический анализ. 1973. Т. II. с. 91—128.

135. Саунин В. И. Сокращение времени определения источника обводнения пластов на Самотлорском месторождении /Тр. СибНИИНП, 1981, Л 21, с.35-38.

136. Сейфуль-Мулюков P.P., Немировский Э.А. Экспертные системы в геологии. "Геол. и полезн. ископаемые зарубеж. стран. Матер. 4 конф. мол. ученых РНИИ геол. зарубеж. стран., М., 26 сент., 1986.1. Список литературы 221

137. Серебренников М.Г., Первозванский A.A. Выявление скрытых пе-риодичностей. М.: Наука. 1965.

138. Сковородников И.Г., Макаров JI.B., Калашников В.Н. Скважинные та-хометрические расходомеры. Свердл. горн, ин-т Свердловск, 1989. 65 с.

139. Скопов Ю.Ф. Повышение эффективности контроля разработки нефтяных месторождений методами ядерной геофизики в действующих насосных скважинах Башкирии и Татарии: Автореферат дис.на соиск. учен.степени (04.00.12), М., 1984.

140. Смирнова Т. В чьих руках ключи от недр /Газета "Правда", 6.04.96. 192.

141. Сохранов H.H. Машинные методы обработки и интерпретации результатов геофизических исследований скважин. М., Недра, 1973.

142. Сохранов H.H., Аксельрод С.М. Обработка и интерпретация с помощью ЭВМ результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1984.

143. Сохранов H.H., Аксельрод С.М.и др. Обработка и интерпретация данных промысловых геофизических исследований на ЭВМ. Справочник. М., Недра, 1989.

144. Справочник по физическим свойствам минералов и горных пород при высоких термодинамических параметрах. Под ред. М.П. Воларовича. М., Недра, 1988.

145. Стечкин С.Б., Субботин Ю.Н. Сплайны в вычислительной математике. М.: Наука, 1976.

146. Стрешинский К. А. Количественная оценка перетоков жидкости по заколонному пространству по данным температурных исследований. Нефтепромысловое дело, 1977, № 12, с. 18-19.

147. Сурков В.Т., Прямов П.А., Овечкин А.И., Прасолов В.А., Ахметзянов Э.К., Плотников H.A. Исследование формирования и разрушения цементного кольца в нефтяных скважинах акустическим цементомером. Тр. ТатНИИ, 1971, вып. 15, с.65-79.

148. Сухарев А.Г., Тимохов A.B., Федоров В.В. Курс методов оптимизации. М.: Наука, 1986.1. Список литературы 222

149. Сухоносов Г.Д., Шакиров А.Ф., Усачева Е.П. Справочник по испытанию скважин. М., Недра, 1985.

150. США. Заявл. 02.05.80, №146734, опубл. 12.07.83.

151. Тархов А.Г., Бондаренко В.М., Никитин A.A. Комплексирование геофизических методов. М.: Недра, 1982.

152. Телков А.Н. Эксплуатация нефтяных залежей с подошвенной водой. -М.ВНИИОЭНГ, 1972. 135 с.

153. Термические исследования при компрессорном освоении и опробовании нефтяных скважин. (Руководство по методике исследований и интерпретации. Составитель Валиуллин P.A.). Уфа, 1983.

154. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах. М., Недра, 1985.

155. Тихонов А.Н., Самарский A.A. Уравнения математической физики. -М. Наука, 1972. 735 с.

156. Толстолыткин В.П., Зубарев Б.Н. Промыслово-геофизические исследования скважин / Нефтяное хозяйство, 1984, Л 6, с.38-43.

157. Требин Г.Ф., Капырин Ю.В., Петухов В.Н. Экспериментальное изучение изменения температуры при дросселировании нефти. Тр. ВНИИ, 1974, вып. 49.

158. Усовершенствование аппаратуры СТД и комплекса методов "приток-состав" для исследования действующих скважин. Отчет о НИР. Рук. Черный В.Б. ВНИИГИС, Октябрьский, 1979.

159. Филиппов А.И., Назаров В.Ф. К вопросу о распространении тепловой аномалии, обусловленной дросселированием, в подстилающие работающий пласт породы. Изв. вузов. Нефть и газ, 1974,'Л 6.

160. Филиппов А.И., Буевич A.C. A.c. 643630 СССР. Способ определения распределения давления в работающем пласте. Опубл.25.01.79.Бюл. №3.

161. Филиппов А.И., Шарафутдинов Р.Ф. Особенности теплового поля дроссельного эффекта в пластовых условиях при наличии охлаждения закачиваемой водой. Изв.вузов. Нефть и газа, 1982, Л 3, с.53-58.1. Список литературы 223

162. Филиппов А.И., ХЦелчкова Т.Г. Алгоритмы автоматизированной интерпретации скважинных термограмм на ЭВМ в диалоговом режиме. Башк. гос. ун-т Уфа, 1988,.

163. Филиппов А.И. Скважиннная термометрия переходных процессов. Изд-во Саратовского университета, 1990, 115 с.

164. Форсайт Дж., Малькольм М., Моулер К.- Машинные методы математических вычислений/Пер. с англ. М.: Мир, 1980. 27. Хемминг Р.В. Численные методы/Пер. с англ.М.: Наука, 1968.

165. Хуснуллин М.Х. Геофизические методы контроля разработки нефтяных пластов. М.: Недра, 1989. - 190 с.

166. ЧарныйИ.А. Подземная гидродинамика. -М. Гостехиздат, 1963.-396 с.

167. Чекалюк Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. М. Гостехиздат, 1961. -236 с.

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

169. Череменский Г.А. Прикладная геотермия. JL, Недра, 1976.

170. Черепанников A.B., Соколов В.Б., Зотиков В.И. Вопросы совершенствования методов поиска, разведки и разработки нефтяных месторождений Пермского Прикамья. Пермь: Пермское книжн. изд-во, 1984. -160 с.

171. Швецова Л.Е., Аржиловская Н.Г. Автоматизированная обработка данных ГИС при контроле разработки нефтегазовых месторождений Западной Сибири. НТВ АИС Каротажник, вып.29, 1996, с.68-79.

172. Шрайбман В.И., Жданов М.С., Витвицкий О.В. Корреляционные методы преобразования и интерпретации геофизических аномалий. М.: Недра.

173. Ясашин A.M. Вскрытие, опробование и испытание пластов. М., Недра, 1979.

174. Н11сЫе D.W. Gallper and Temperature logging. "Subsurfase Geology Petrol. Wining Gonst", 1977, pp.342-346.

175. Eickmeir J.R., Erson D., Ramy H.J.Wellbore Temperature and Heat Losses During Production and Injection OperatlonB. "J.of Ganadlon Petrol. Technol.", Apr.-June, 1970, pp.115-121.

176. Coil E. lucrease production with underbalanced perforation //Petrol. Engineer Intern. 1988m VII. - 701.60, J6 7. - p.39-42.

177. Claude E. Cooke. Radial differential temperature (RDT) logging new tool -for detecting and treating flow behind casing. J.Petrol.Technol. 1979, v.31, № 6, - pp.676-682.

178. Ganascia J. G. Using an Expert System in merging qualitative and guantiative data analysis. Int. T. MEN - Maschine Studiens, 1984, №20.

179. Guyod H. Temperature Well Logging. Oil Weekly, 1946, v. 123, pp. 9-11.

180. Jager J.C. The effect of the Drilling Fluid on Temperature Measured in Bore Holes. "J.of Geophys Bef.", v.66, No.2, 1961, pp.563-569.

181. Marshal D.W., Betsen R.G. A computer model to detemine the temperature distributions well bore. "J.of Canadian Petrol", v.21, No.l, 1982, pp.63-79.

182. Mekinlly R.M., Bower E.M., Rumble R.C. The structure and interpretation of noise from flow behind cemented casing. JPT, No 4, 1973, p.329-328.

183. Ramey H.I. Weiibore Heat Tranmission. "J.Petroleum Technology", No.4, 1962, pp.427-435.

184. Redden Raymond L., Baker International Corporation, Oranqe, Calif. Пат. 4.393.485.

185. Smith R.C., Steffensen R.J. Interpretation of temperature profiles in Water-Injection Wells "J.Petroleum. Technology", June, 1975, v.27.1. Список литературы 225

186. Valiullin R.A., Ramasanov A.Sh. and Sharafutdinov R.F. Barorhermal effect in three-phase flow through a porous median with phase transitions./Fluid Dynamics, Vol.29, No.6,1994.