Распределение температуры в стволе скважины и в пласте при циклическом нагнетании в них рабочих агентов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Чоловская, Ирина Дмитриевна

• Чоловская, Ирина Дмитриевна
• кандидат технических наук
• 2002

Оглавление диссертации кандидат технических наук Чоловская, Ирина Дмитриевна

Введение.

1. Общая оценка основных работ но изучению распределения температуры в стволе скважины и в пласте при нагнетании рабочих агентов.

1.1. О теплообмене в пористой среде при неизотермической фильтрации

1.2. Сравнительная оценка теплофизических свойств горных пород, слагающих продуктивные нефтяные пласты и их окружение.

1.3. Выбор базовой математической модели для построения методики прогнозирования температурного режима скважин при циклическом изменении температуры нагнетаемого рабочего агента на устье.

1.4. Обоснование базовой математической модели для построения методики прогнозирования температуры пласта и окружающих горных пород при циклическом изменении температуры нагнетаемого рабочего агента.

1.5. Оценка базовой математической модели для построения методики расчета оттока тепла в окружающие продуктивный пласт горные породы при циклическом изменении температуры нагнетаемого рабочего агента.

Выводы но первому разделу.

2. Обоснование методики прогнозирования температурного режима нагнетательной скважины при циклическом изменении температуры рабочего агента на устье.

2.1. О циклических технологиях воздействия на нефтяные пласты посредством нагнетания рабочих агентов.

2.2. Анализ математической модели Л.10. Намиота для расчета распределения температуры нагнетаемого рабочего агента по стволу скважины.

2.3. Обобщение математической модели А.Ю. Намиота для прогнозирования температуры в стволе скважины при осуществлении циклических технологий воздействия на пласт.

2.3.1 .Обобщение математической модели А.Ю. Намиота применительно к нагнетанию рабочего агента по обсадной колонне при циклическом изменении его температуре на устье.

2.3.2.Обоснование методики прогнозирования температурного режима скважины при циклическом нагнетании рабочего агента rio насоснокомпрессорным трубам.

2.3.3. Обобщение математической модели А.Ю. Намиота для оценки снижения степени сухости нагнетаемого пара при "циклической" паротепловой обработке скважин.

2.4. Оценка потерь тепла в стволе скважины при циклическом изменении температуры нагнетаемого рабочего агента на устье.

2.5.Примеры применения разработанных методик для прогнозирования температурного режима нагнетательных скважин на месторождениях Татарстана и Удмуртской Республики.

2.5.1.Расчет температурного режима нагнетательных скважин Ромашкинского месторождения с учётом сезонного изменения температуры на устье.

2.5.2. Расчет температурного режима нагнетательных скважин Лиственского месторождения при циклической закачке рабочего агента

Выводы по второму разделу

3. Разработка методики прогнозирования температуры пласта и окружающих пород при циклическом изменении температуры нагнетаемого рабочего агента.

3.1. О расчётной толщине пласта в математической модели Х.А. Доверье и о конвективном температурном фронте.

3.2. Обобщение математической модели Х.А. Поверье для прогнозирования динамики восстановления температуры пласта, охлажденного закачкой ненагретой поверхностной воды, за счет теплопроводного притока тепла.

3.3. О расчете температурного поля пласта и окружающих пород при создании тепловой оторочки в пласте с последующим продвижением ее посредством нагнетания ненагретого рабочего агента.

3.4. Применение метода суперпозиции для прогнозирования температурного поля пласта и окружающих пород при "идеальной" термоциклической технологии воздействия на пласт.

3.5. Разработка методики прогнозирования температуры пласта и окружающих пород с учетом сезонного изменения температуры нагнетаемого рабочего агента.

3.6. Общий случай технологии термоциклического воздействия на пласт.

3.7. Оценка возможности восстановления температуры охлажденного участка пласта посредством нагнетания горячей воды после прекращения закачки холодной воды.

3.8. Применение разработанной методики для прогнозирования температурного режима продуктивного пласта и окружающих пород с учетом циклического изменения температуры нагнетаемой воды применительно к условиям, близким к условиям Ромашкинского месторождения Татарстана.

3.9. Применение методики оценки восстановления температуры охлажденного участка пласта при анализе разработки Ольховского нефтяного месторождения Пермской области.

Выводы по третьему разделу.

4. Оценка теплообмена пласта с окружающими породами при циклических технологиях нагнетания рабочих агентов.

4.1. Определение коэффициента теплоиспользования для технологий продвижения тепловой оторочки ненагретой водой.

4.2. Оценка коэффициента теплоиспользования "идеальной" термоциклической технологи.

4.3. Оценка коэффициента теплоиспользования "сложного" термоциклического процесса.

Выводы по четвертому разделу.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Распределение температуры в стволе скважины и в пласте при циклическом нагнетании в них рабочих агентов»

В этой работе представлены исследования температурного режима скважины, продуктивного пласта и окружающих его (залегающих выше и ниже) горных пород при циклических технологиях воздействия на нефтяные залежи.

В работе проанализированы исследования других авторов по теме диссертации, предложена методика оценки распределения температуры в стволе скважины при циклическом изменении температуры на её устье, разработаны методы учета влияния циклического изменения температуры нагнетаемого рабочего агента на распределение температуры в пласте и в окружающих породах, дана оценка теплового баланса сложных циклических технологий.

Под циклическими в данной работе понимаются технологии, когда происходит периодически чередующееся изменение температуры или величины расхода нагнетаемого рабочего агента, или одновременно того и другого.

Циклические процессы имеют широкое распространение в нефтедобывающей отрасли. Примером циклического процесса может служить широко применяемый в нашей стране метод заводнения с сезонными изменениями температуры нагнетаемой воды из поверхностных источников от 20-25°С в летний период до 4-5°С в период зимний.

Циклическими являются специально разрабатываемые термические технологии, предусматривающие чередующееся нагнетание теплоносителя (горячей воды, водяного пара, парогаза и др.) и ненагретой воды.

Циклические технологии позволяют организовать процессы воздействия на пласт на энергосберегающем режиме [30].

В связи с тем, что циклические технологии имеют большое распространение в нефтедобывающей отрасли и их роль, как энергосберегающих технологий будет расти, тема диссертационной работы 7 является актуальной и ее результаты должны иметь несомненное научное значение и важное практическое применение.

Теоретическому и экспериментальному исследованию поведения скважин и пластов при искусственном изменении их температурного режима посвящены работы многих авторов. Приоритет работ в этой области принадлежит горному инженеру нашей страны А.Б. Шейнману. Именно под его руководством и непосредственном участии были проведены крупномасштабные лабораторные эксперименты (1932 г.) и первый в мире опыт в промысловых условиях по искусственному изменению температуры продуктивного пласта при разработке нефтяной залежи (1934 г.).

Не претендуя ни в коей мере на полноту, отметим, что большой вклад в развитие термических технологий, предусматривающих искусственное изменение температурного режима нефтяных пластов, внесли следующие авторы: Антониади Д.Г., Аббасов A.A., Боксерман A.A., Байбаков Н.К., Вахитов Г.Г., Гарушев А.Р., Желтов Ю.П., Жданов С.А., Зубов Н.В., Кудинов В.И., Курбанов А.К., Липаев A.A., Мирзаджанзаде А.Х., Намиот А.Ю., Непримеров H.H., Оганов К.А., Пудовкин М.А., Рубинштейн Л.И., Раковский Н.Л., Рузин Л.М., Романов Б.А., Степанов В.П., Симкин Э.М., Сергеев А.И., Табаков В.П., Тарасов А.Г., Теслюк Е.В., Хисметов Т.В., Чарный H.A., Чекалюк Э.Б., Шейнман А.Б., Шогиди К.Х., Яковлев Б.А., Ялов ЮЛ I. и др.

В исследованиях в этой области принимали активное участие: Авдонин H.A., Антимиров М.Я., Буйкис A.A., Горбиков Б.П., Гарушев Э.А., Джамалов И.М., Золотухин А.Б., Куванышев У.П., Капырин Ю.В., Кубарев H.H., Толстов Л.А., Фаткуллин А.Х., Хомутов В.И., Якуба С.И. и др.

Важный вклад в развитие исследований температурных полей в нефтяных пластах внесли также зарубежные авторы: Ароновский, Ананд, Бейкер, Бурже, Готфрид, Джекинс, Кеннави, Ловерье, Лангенхейм, Маркс, Пратс, Ремей, Спиллет, Сквайер, Сомертон, Уиллман, Фейерс, Фарук-Али, Хедиди, Хонд, Шилд и др.

Проведен большой объем теоретических, лабораторно-экспериментальных и промысловых исследований теплофизических свойств горных пород, температурных полей при нагнетании теплоносителей и внутрипластовом горении. Однако процессам циклического воздействия и их влияния на температурный режим скважин, продуктивных пластов и окружающих пород не уделялось должного внимания.

На основании вышеизложенного вытекают следующие задачи настоящей работы:

1. Обобщение основных работ по изучению температурного режима скважины и продуктивного пласта при нециклическом нагнетании несжимаемого рабочего агента - воды, раствора химреагентов и др.

2. Разработка методик прогнозирования распределения температуры по стволу скважины, в пласте и окружающих породах, а также теплового баланса этих процессов при циклическом изменении температуры нагнетаемого рабочего агента.

3. Апробирование разработанных методик на примерах их применения к решению конкретных нефтепромысловых задач.

Метод решения сформулированных задач, включает следующие этапы:

1. Обоснование надежных экспериментально проверенных базовых математических моделей для решения циклических задач.

2. Обобщение выбранной математической модели для разработки методики прогнозирования распределения температуры по стволу нагнетательной скважины при циклическом изменении температуры рабочего агента на устье.

3. Применение принципа суперпозиции для разработки методик прогнозирования температурного поля пласта и окружающих пород при циклическом изменении температуры нагнетаемого рабочего агента и теплового баланса этого процесса.

Новизна представленных в диссертации результатов заключается в том, что они получены впервые и их приоритет защищен опубликованными работами.

Достоверность и надежность полученных в диссертации результатов подтверждаются тем, что они базируются на экспериментально проверенных математических моделях. Результаты расчетов по разработанным методикам также подтверждаются фактическими замерами температуры в промысловых условиях.

Разработанные в диссертации методики предназначаются для оперативных расчетов при воздействии на пласт термоциклическими технологиями, а также для прогнозирования возмущений начальной температуры продуктивных пластов и окружающих пород при разработке нефтяных месторождений с применением закачки в пласт больших количеств ненагретой воды из поверхностных источников.

Предложенные методики нашли практическое применение при прогнозировании температурного режима нагнетательных скважин Лиственского месторождения Удмуртской Республики, где предусматривается применение технологии ЦВПТВ; для оценки охлаждения яснополянской залежи нефти при анализе разработки Ольховского месторождения Пермской области, которое разрабатывалось длительное время (около 20 лет) путем закачки ненагретой воды из поверхностных источников; для оценки возможного охлаждения водопринимающего слоя и окружающих пород применительно к условиям Ромашкинского месторождения Татарстана, где с начала его разработки в продуктивные пласты закачано большое количество воды из поверхностных источников.

Исследования по диссертации проводились в ходе выполнения научно-исследовательских работ по следующим договорам: №976.99 от 02.04.99 с ОАО "Удмуртнефть" на тему "Авторский надзор за состоянием разработки верей-башкирского объекта Лиственского месторождения и верейского горизонта Северного участка Ижевского месторождения"; №286 от 09.03.00 с

10

ООО "Кама-нефть" на тему "Обобщение результатов разработки Ольховского нефтяного месторождения на поздней стадии".

Основные результаты работы докладывались на следующих конференциях: V Международная научно-практическая конференция "Состояние и перспективы работ по повышению нефтегазоотдачи пластов" (13-17 июня 2001г., г. Самара); Всероссийская научно-техническая конференция "Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы" (15-18 октября 2001г., г. Альметьевск); "Неделя-горняка"-99", посвященная 80-ти летию Московского государственного горного университета, (25-29 января 1999г., г. Москва), на заседании отделения нефти и газа РАЕН 4 ноября 1998 года

Объем работы - 172 страниц печатного текста, в том числе 6 таблиц, 42 рисунка; список использованной литературы включает 85 наименования отечественных и зарубежных источников.

В конце работы приведен список принятых основных обозначений.

Автор выражает искреннюю благодарность и признательность научному руководителю д.т.н. Малофееву Г.Е., д.т.н. Гумерскому Х.Х. за участие в обсуждении отдельных разделов и результатов работы, а также научному сотруднику ОАО "ВНИИнефть" Белянину A.A. за сотрудничество и помощь в выполнении работы.

11

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Чоловская, Ирина Дмитриевна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

В результате исследований, выполненных по теме диссертации, получены следующие основные результаты:

1. На конкретных примерах сопоставления расчетных данных с промысловыми замерами температуры в действующих нагнетательных скважинах разных нефтегазоносных районов (Татарстан, Узень и др.) подтверждено, что результаты расчетов по математической модели А.Ю. Намиота в случае продолжительного нагнетания рабочих агентов с достаточной для практических целей точностью (1-2°С) согласуются с данными промысловых замеров температуры.

2. На базе математической модели А.Ю. Намиота разработана методика оценки влияния циклического изменения температуры на устье на распределение температуры по стволу скважины и ее динамики на забое во времени при технологиях воздействия на пласт посредством нагнетания рабочих агентов (воды, раствора химреагентов и др.). Методика учитывает возмущение температуры окружающих пород на предыдущем этапе нагнетания рабочего агента (горячей или холодной воды). Кроме того, она позволяет учитывать изменение от этапа к этапу не только температуры, но и величину расхода рабочего агента. Путем обобщения этой же модели предложена приближенная методика расчета снижения степени сухости насыщенного пара при его движении по стволу скважины.

3. На базе математической модели Х.А. Ловерье с использованием принципа суперпозиции разработана методика расчетного прогнозирования температуры продуктивного пласта ("водопринимающего" слоя) и окружающих пород при технологиях воздействия на пласт путем нагнетания рабочих агентов с учетом циклического изменения их температуры. Под "водопринимающим" слоем понимается только часть перфорированного интервала пласта, принимающая нагнетаемый рабочий агент, а остальная часть нефтенасыщенного продуктивного пласта относится к "окружающим породам".

4. Как развитие разработки, изложенной в предыдущем п.З, составлена методика расчетной оценки восстановления температуры охлажденного пласта и окружающих пород (с учетом предыстории их охлаждения) путем закачки нагретой воды после прекращения нагнетания холодной воды. Такая технология может служить практическим средством восстановления температуры охлажденных окружающих пород и включения в активную разработку содержащихся в них "замороженных" запасов нефти.

5. На базе математической модели Маркса-Лангенхейма с использованием принципа суперпозиции разработана методика оценки коэффициента теплоиспользования для сложных циклических технологий, когда одновременно изменяются температура и величина расхода рабочего агента, причем значения температуры рабочих агентов отличаются от начальной невозмущенной температуры продуктивного пласта (т.е. ТХ*Т0, Г, * Г0 qz^qx).

6. Установлен не известный ранее факт, заключающийся в том, что для сложных термоциклических процессов, когда циклически изменяется как температура, так и величина расхода рабочего агента коэффициент теплоиспользования оказывается явно зависящим от обоих этих технологических параметров (температуры и расхода).

7. Выполнена количественная оценка тепловых потерь в окружающие продуктивный пласт горные породы, включая и нефтенасыщенные, но менее проницаемые и не принимающие нагнетаемый рабочий агент, с учетом циклического изменения температуры нагнетаемого рабочего агента. Показано, что при толщине водопринимающего интервала 5 м и продолжительности циклического нагнетания воды 10 лет указанные потери могут составить около 80 % закачанного в пласт тепла (при закачке горячей воды) или "холода" (при закачке холодной воды).

8. Предложена методика для оценки возможности восстановления температуры участка пласта, с учетом предыстории охлаждения при заводнении водой из поверхностных источников, за счет естественного теплопроводного притока тепла из окружающих пород после прекращения закачки холодной воды. Дана оценка роли глубинного теплового потока на процесс восстановления температуры. Показано, что процесс естественного восстановления температуры охлажденных участков пласта происходит очень медленно и не может служить существенным фактором нагревания охлажденных при заводнении участков пласта.

9. Разработанные методы рекомендуются для использования при оценке влияния циклического изменения температуры (а также величины расхода) рабочего агента на температуреый режим водопринимающей и водонепринимающей частей продуктивного нефтяного пласта, который оказывает существенное влияние на технологическую эффективности воздействия на пласт посредством нагнетания рабочих агентов.

ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

В диссертации защищаются следующие основные положения:

1. Методика оценки влияния циклического изменения температуры и величины расхода рабочего агента на устье на распределение температуры по стволу скважины и ее динамики во времени на забое в случае продолжительного нагнетания рабочего агента.

2. Методика расчетного прогнозирования температуры продуктивного пласта ("водопринимающего" слоя) и окружающих пород при технологиях воздействия на пласт путем нагнетания рабочих агентов

161

Список основных обозначений

Т - температура продуктивного пласта (водопринимающего слоя), °С;

Т„ - температура нагнетаемой воды на забое скважины, °С;

Тг - температура горячей воды, °С;

Тх - температура холодной воды, °С;

Тп - температура нагнетаемого в пласт пара, "С;

Тж - температура нагнетаемой жидкости в стволе скважины, °С;

Ту, Тс - температура рабочего агента на устье и, соответственно, на забое скважины, °С;

Тск - температура минерального скелета пласта (коллектора), °С; 0 - температура окружающих (скважину, продуктивный пласт) горных пород, °С;

90 - среднегодовая температура поверхности земли, °С;

Т0 - начальная невозмущенная температура пласта, °С;

АТ = Т - Т0 - избыточная температура пласта (водопринимающего слоя), °С;

ДО = 9 - Т0 - избыточная температура окружающих пород, °С;

0„ - количество тепла (или холода), аккумулированного в пласте (в водопринимающем слое), кДж;

С>в - количество тепла (или холода), введенного в пласт ( в водопринимающий слой) нагнетаемым рабочим агентом, кДж;

Н0 - интенсивность теплоинжекции, т.е. количество тепла, вводимого в пласт в единицу времени (кДж/час), равная: в случае нагнетания горячей воды Н0= чжсжРж(Тв - Т0);

Н - глубина вертикальной скважины, м;

Г - геотермический градиент, приведенный к устью скважины, °С/м; Бь - внутренний и, соответственно, наружный диаметр обсадной колонны, м;

А,п, X - коэффициенты теплопроводности, соответственно продуктивного пласта (водопринимающего слоя) и окружающих пород, кДж/м-час-°С; А,Эф - эффективный (эквивалентный) коэффициент теплопроводности среды (кольцевого пространства)) между нагнетательной и эксплуатационной колоннами, включая термоизоляцию НКТ (если таковые имеются); сц, с, сск - удельные теплоемкости, соответственно, продуктивного пласта, окружающих пород и минерального скелета пласта-пори стой среды, кДж/кг -°С; рп, р, рск - плотности, соответственно, пласта, окружающих пород и минерального скелета пласта - пористой среды, кг/м3; сж, рж - удельная теплоемкость и, соответственно, плотность нагнетаемого рабочего агент, кДж/кг-°С, кг/м3; а„, а - коэффициенты температуропроводности пласта и, соответственно, окружающих пород, м2/час; а - коэффициент теплоотдачи от скважинной жидкости стенкам нагнетательной колонны, кДж/м2-час-°С; V - скорость фильтрации, м/час; ш - пористость, доли единицы; - истинная скорость течения жидкости, со = и/т, м/час; в,,, 8„ - соответственно нефтенасы[ценность и водонасыщенность пласта, доли единицы; хф, Гф - положение (координата) конвективного температурного фронта, м; хв, гв - фронт нагнетаемой воды, м; гс - радиус скважины по наружному диаметру обсадной колонны, гс = 02/2, М; х, у, ъ - линейные координаты, м; г, г - радиальная и вертикальная координаты, м; К - время;

1х - соответственно продолжительность закачки горячей воды и, соответственно, холодной воды, часы;

163

- время, необходимое для заполнения нагнетательной колонны закачиваемым рабочим агентом, часы; с!ь с12 - внутренний и наружный диаметры нагнетательной колонны, м; о

- расход рабочего агента (горячей или холодной воды), м'/час; Яп - расход пара в пересчёте на конденсат, кг/час; к(() - полный линейный коэффициент теплопередачи, кДж/м-час-°С; И - расчётная толщина продуктивного пласта (водопринимающего слоя), м; г 4 - условный радиус теплового влияния, Г{ да V4зХ , м; , - критерий Фурье (безразмерное время); С„Р„И ус р Н ре - — критерий Пекле (конвективный параметр, безразмерная К скорость фильтрации);

Т -Т

Т' =-— - безразмерная избыточная температура продуктивного пласта водопринимающего слоя); в — Т в* =-— - безразмерная избыточная температура окружающих пород

Тв ~~ т0 водонепринимающего" слоя); г]г = — - коэффициент теплоиспользования;

71,,„т =} ~ Ъ ~ коэффициент теплопотерь г = 4Л(1спрпк2 - безразмерное время в математической модели Х.А. Доверье; г = урШ/Х /спрпк - безразмерное время в математической модели Маркса-Лангенхейма;

4 Ах „ 4 пА)-1 г =--; Е, - -- - безразмерные расстояния в математической

МжРжЬ ЧжСжРжИ модели Х.А. Доверье для линейного и, соответственно, радиального течения; "П = 2 г/Ь - безразмерная вертикальная координата.

164

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Чоловская, Ирина Дмитриевна, 2002 год

1. Аббасов A.A. Гидродинамические и экспериментальные исследования вопросов, связанных с применением термического метода воздействия. -АН Азерб. ССР. Баку, 1966. - 66 с.

2. Авдонин H.A. О некоторых формулах для расчета температурного поля пласта при тепловой инжекции // Изв. Вузов, сер. Нефть и газ. 1964. -№3,-С. 37-41.

3. Авдонин H.A., Буйкис A.A. Изменение температуры жидкости при ее движении по стволу скважины // Термические методы увеличения нефтеотдачи и геотермология нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1967. - С.56-58.

4. Алишаев М.Г., Розенберг М.Д., Теслюк Е.В. Неизотермическая фильтрация при разработке нефтяных месторождений. М.: Недра, 1985.1. Т7Л ~ — z.о.

5. Антимиров М.Я. К вопросу об интегральной величине тепловых потерь при тепловой инжекции в пласт // Ежегодник ВНИИ "Теория и практика добычи нефти". М.: Недра, 1966. - С.206-213.

6. Антимиров М.Я., Панферова A.A. О расчете температурного поля в трехслойном пласте при нагнетании в него горячей жидкости. В сб. "Теория ипрактика добычи нефти". М.: Недра, 1968.- С. 271-280.

7. Антониади Д.Г. Научные основы разработки нефтяных месторождений термическими методами.- М.: Недра, 1995.- 313 с.

8. Антониади Д.Г. Увеличение нефтеотдачи пластов газовыми и нефтегазовыми методами. М.: Недра, 1998. - 304с.

9. Базив В.Ф. Об охлаждении нефтяного пласта // Нефтяное хозяйство. -1968.-№11.-С. 51-53.

10. Ю.Бернштейн М.А., Гусейн-Заде М.А., Дробкина М.Б. Исследование процесса восстановления температуры в нефтяном пласте // Нефтяное хозяйство.-1980.-№2.-С.29-31.

11. П.Бернштейн М.А. Поддержание пластовой температуры и проблема подогрева нагнетаемой в пласт воды на промыслах // Нефтяное хозяйство.- 1968. -№11.-С. 54-57.

12. Боксерман A.A. Динамика зон прогрева пласта при закачке в него пара // В сб. ВНИИ "Научно-технический сборник по добыче нефти". Вып. 42.- М.: Недра, 1971.-С. 159-169.

13. И.Боксерман A.A., Шалимов Б.В. О температурном поле трещиновато-пористого пласта при инжекции теплоносителя // В сб. ВНИИ "Исследование методов увеличения нефтеотдачи пластов". Вып. 69.- 1979.- С.43-52.

14. Болгарский A.B., Мухачев Г. А., Щукин В.К. Термодинамика и теплопередача,- М.: Высшая школа, 1975.- 496 с.

15. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдача пластов. Под ред. В.Ю. Филановского и Э.Э. Шпильрайна. -М.: Недра, 1988.- 423 с.

16. Вахитов Г.Г., Максутов P.A., Фаткуллин А.Х. и др. Новые результаты изучения температурного режима горизонта Д1 Ромашкинского нефтяного месторождения в процессе разработки // Сб.тр. ТатНИИ. Вып. 18.-Татарск. книжн. изд-во. Казань, 1971. - С. 129-144.

17. Волков И.К., Пудовкин М.А. К расчету температурного поля пласта при заводнении // В сб. "Термозаводнение нефтяных месторождений". -Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 1971.-С.41-50.

18. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений.-М.: ВНИИОЭНГ, 1995.-496с.

19. Гарушев А.Р., Майоров В.И. Потери тепла по стволу скважины при паротепловом воздействии на пласт // НТС "Нефтепромысловое дело". -М. .ВНИИОЭНГ, 1967.-№7.-С.5-9.166

20. Гребер Г., Эрк С., Григулль У. Основы учения о теплообмене: Перев. с нем. М.: Изд-во иностр. лит-ры, 1958.- 567с.

21. Желтов Ю.В., Кудинов В.И., Малофеев Г.Е. Разработка сложнопостроенных месторождений вязкой нефти в карбонатных коллекторах. М.: Нефть и газ, 1997.- 256 с.

22. Жеребцов Е.П., Ахметов Н.З., Хисамутдинов Н.И. и др. Расчет времени восстановления температуры охлажденной зоны после прекращения подачи холодной воды // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 8. - С.67-68.

23. Золотухин А.Б. К определению температурного поля многослойного пласта // Нефтяное хозяйство. 1973.- № 1. - С. 53-56.

24. Зубов Н.В. Об уточнении размеров тепловых зон на основе модели Маркса-Лангенхейма // В сб. ин-та ВНИПИтермнефть "Вопросы разработки нефтяных месторождений термическими методами". - М.: ВНИИОЭНГ, 1980,- С.92-99.

25. Исследование изменения температуры яснополянской залежи Ольховского месторождения при разработке. Малофеев Г.Е., Чоловская И.Д., Балдина Т.Р., Ширяев Ю.Х., Ахапкин М.Ю., Епишин В.Д., Еременко E.H. //Нефтяное хозяйство 2002,- № 3. - С. 53-55.

26. Исследования теплофизических свойств водных растворов ПАА / Малофеев Г.Е., Богомольный Е.И., Романов Б.А. и др. // Нефтяное хозяйство. 1997,-№>5,- С.21-23

27. Ковалев А.Г., Поваров И.А. О сезонных колебаниях добычи нефти при заводнении Журавлевско-Степановского месторождения // Нефтяное хозяйство. 1970,- №9. - С.41-43.

28. Кудинов В.И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей.- М.: Нефть и газ, 1996,- 284 с.

29. Кудинов В.И., Малофеев Г.Е. Оценка коэффициента теплоиспользования при термоциклических технологиях воздействия на нефтяные пласты // Тр. ин-та / Всесоюз. научно-исслед. ин-т им. акад. А.П. Крылова.- 1995.-Вып. 120,-С. 59-65.

30. Липаев A.A., Гуревич В.М., Липаев С.А. Тепловые свойства горных пород нефтяных месторождений Татарстана (Справочник). Казань, 2001. -207с.

31. Лыков A.B. Теория теплопроводности. -М.: Высшая школа, 1967.-600с.

32. Малофеев Г.Е. К расчету распределения температуры в пласте при закачке горячей жидкости в скважину // Известия Вуз-ов "Нефть и газ",-1960.-№7.-С. 59-64.

33. Малофеев Г.Е. Потери тепла в кровлю и подошву при закачке в пласт горячей воды // Известия Вуз-ов "Нефть и газ". 1959. - №5. - С.37-43.

34. Малофеев Г.Е. Сравнительная оценка формул для расчета нагревания пласта при нагнетании горячей жидкости // Нефтяное хозяйство. 1962. -№ 4. - С.48-52.

35. Малофеев Г.Е. О моделировании процесса нагревания пласта при закачке горяей жидкости // Известия Вуз-ов "Нефть и газ". 1959. - № 9. -С. 49-55.

36. Малофеев Г.Е., Кеннави Ф.А. Сравнительная оценка формул для расчета нагревания пласта при нагнетании в него водяного пара // Нефтяное хозяйство. 1969,- №11.- С. 36-40.

37. Малофеев Г.Е. Анализ изменения температуры жидкости при ее движении по стволу скважины // Сб. научн. тр. / "Научно-исслед. и констркт. Деятельность ВНИИ за 50 лет" (1943-1993). Вып. 117. - часть 2. -1993.-С.274-281.

38. Малофеев Г.Е., Кеннави Ф.А. Экспериментальные исследования характера теплообмена между частицами пористой среды и168фильтрующейся в ней горячей жидкостью // Реф. научно-техн. сб. Нефтепром. дело. 1975.-№12.-С.31-35.

39. Малофеев Г.Е., Сабанеева Н.С., Сергиенко С.И. Определение теплофизических свойств горных пород осадочного чехла ЗападноСибирской плиты // Нефтяное хозяйство. 1972.- №2,- С. 33-37.

40. Малофеев Г.Е., Толстов J1.A., Шейнман А.Б. Экспериментальные данные о нагревании пласта при радиальном течении горячей жидкости // Нефтяное хозяйство. 1973.- №5.- С.41-44.

41. Малофеев Г.Е., Чоловская И.Д. О теплофизических свойствах горных пород, слагающих нефтяные пласты и их окружение // НТЖ Нефтепром. дело, 1999.- №10.- С.44-51.

42. Мельников Г.М., Кострюков Г.В. Тепловой режим Ромашкинского нефтяного месторождения в процессе его разработки // В сб. "Термические методы увеличения нефтеотдачи и геотермология нефтяных месторождений". М.: ВНИИОЭНГ, 1967.-С.76-82.

43. Мирошниченко Ю.П., Коновалов В.И., Беренц Ю.А. Промысловые исследования по охлаждению ствола скважины и мероприятия по предупреждению коррозии подземного оборудования // Нефтяное хозяйство. -1964.-№7.-С.42-45.

44. Михеев М.А., Михеева И.М. Основы теплопередачи. М.: Энергия, 1973. -320 с.

45. Мустаев Я.А. Применение тепловых методов в добыче нефти. Уфа: Башкирск. книжн. изд-во, 1967.-88с.

46. Намиот АЛО. Теплопередача при подъеме нефти в скважине // Тр. ин-та. / Сб. науч. тр. Всесоюз. нефтегаз. науч.-исслед. ин-та. "Вопросы гидродинамики и термодинамики пласта". 1956.- Вып. VIII.- С. 400-412.

47. Непримеров H.H., Пудовкин М.А., Марков А.И. Особенности теплового поля нефтяного месторождения. Изд-во Казанского ун-та. - Казань, 1968.- 164с.169

48. Пехович А.И., Жидких В.М. Расчеты теплового режима твердых тел "Энергия" Ленингр. отделение, 1968. 304с.

49. Практическое руководство по расчету температуры в скважинах основных нефтегазоносных районов СССР. Краснодар, ВНИИКРнефть, 1976. -120с.

50. Пудовкин М.А. Приближенные формулы для определения элементов термозаводнения (при внутриконтурном заводнении) // В сб. Термические методы увеличения нефтеотдачи и геотермология нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1967.-С.60-65.

51. Пудовкин М.А., Бугаева A.M. Итоги расчетов элементов термозаводнения нагнетательных скважин по некоторым НПУ Ромашкинского месторождения Татарии // В сб. "Термозаводнение нефтяных месторождений". Изд-во Казанского ун-та, 1971. - С. 8-22.

52. Раковский А.Л. Методика определения потерь тепла в нагнетательных скважинах при закачке в пласт теплоносителей // Труды ВНИИ, 1970.-Вып. IV,- С. 82-93.

53. Романов Б.А., Павленко В.П., Шотиди К.Х. Сравнительная оценка формул для расчета распределения температуры горячей воды при ее движении по стволу скважины // Нефтяное хозяйство. 1972.- №1.- С.57-60.

54. Романов Б.А., Шотиди К.Х. Температурный режим системы обсадная колонна-цементный камень при нагнетании горячей воды // Нефтяное хозяйство, 1971.- №7.- С.39-41.

55. Рубинштейн Л.И. Об интегральной величине тепловых потерь при нагнетании горячей жидкости в пласт // Изв. Вузов, сер. Нефть и газ. -1959,-№9.-С. 37-41.

56. Рубинштейн JI.И. Температурные поля в нефтяных пластах. М.: Недра, 1972,- 276 с.

57. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985.- 308 с.

58. Термические методы добычи нефти в России и за рубежом / Н.К. Байбаков, А.Р. Гарушев, Д.Г. Антониади, В.Г. Ишханов.-М.: ВНИИОЭНГ, 1995.-181с.

59. Тарасов А.Г., Джалалов К.Э. Особенности теплового воздействия на трещиновато- поровый коллектор с низкопроницаемой матрицей // В сб. ВНИИ "Методы повышения нефтеотдачи пластов". Вып. 96. - 1986. -С. 58-62.

60. Требин Г.Ф., Капырин Ю.В. Влияние насыщенности нефти парафином на разработку месторождений // Нефтяное хозяйство. 1968.- №11.- С.57-59.

61. Фаткуллин А.Х., Кондрашкин В.Ф. О температуре закачиваемой в пласт воды на Ромашкинском месторождении // Нефтяное хозяйство. 1970. -№12. - С.41-44.

62. Фокеев В.М., Капырин Ю.В. Оценка тепловых потерь по стволу скважины и влияние нагнетания больших количеств воды на температурный режим Ромашкинского месторождения // Нефтяное хозяйство. 1961.- №12.-С.33-38.

63. Чекалюк Э.Б., Оганов К.А. Тепловые методы повышения отдачи нефтяных залежей. Киев: "Наукова Думка". - 208 с.

64. Чекалюк Э.Б., Оганов К.А., Степанчиков Е.А. и др. Тепловая обработка истощенного нефтяного пласта // Нефтяное хозяйство. 1954.-№1.-С.33-38;-№2.-С.33-38.

65. Шейнман А.Б., Малофеев Г.Е., Сергеев А.И. Воздействие на пласт теплом при добыче нефти. М.: Недра, 1969.- 256 с.

66. Шейнман А.Б., Малофеев Т.Е., Сергеев А.И. Потери тепла в стволе скважины при нагнетании в пласт горячей воды // Экспериментальные исследования в области разработки глубоких нефтяных и газовых месторождений: Тр. ИГ и РГИ. 1964.- С. 79-83.

67. Яковлев Б.А. Изучение тепловых свойств горных пород нефтяных месторождений Татарии // Конференция по термическим методам и геотермологии нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ 1967,- С. 155163.

68. Adafel Rincon, S.M Farouq Ali. Formation heating by steam injection at a variable rate// Producers Monthly. -1968. -Vol.32.-N5.-P.28-32.

69. Jankins R., Aronovsky J.S. Analysis of heat transfer processis in porous media new concepts in reservoir heat engineering // Producers Monthly. - 1955. -vol.19. - № 5. - P.37 - 41.

70. Lauwerier H.A. The transport of heat in oil layer caused by the injection of heat fluid /7 Applied Scientific Research, Section A. -1955. vol.5. № 2-3.- P. 145-15

71. Marx J.W., Langenheim R.H. Reservoir heating by hot fluid injection // Petroleum Transactions AIME. 1959. - vol. 216. - P. 312-315172

72. Moss J.T., White P.D. How to calculate temperature profiles in a water injection well// Oil and Gas Journal.-1959.-Vol.57-Nl l.-P. 174-178.

73. Ramey H.J. Well bore heat transmission// Journal of Petroleum Technology.-1962.-Vol. 14.-N4.-P.427-435.

74. Ramey H.J., Jr. Discussion of Reservoir Heating by hot Fluid injection.-Transactions AlME.-1959.-Vol.216.-P.364-365.