«Разработка алгоритма и программы автоматизированного определения интервала заколонного перетока в зумпфе нагнетательных скважин» - Дипломная работа

Содержание

ВВЕДЕНИЕ 3

1. ТЕРМОМЕТРИЯ КАК ОСНОВНОЙ МЕТОД ГИС 4

2. ФОРМИРОВАНИЕ ТЕПЛОВОГО ПОЛЯ В ЗУМПФЕ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ 6

2.1 Теплоотдача в подстилающие пласт породы 6

2.2 Теория температурных полей с учетом радиальной теплопроводности пород 10

2.2.1 Нестационарное распределение температуры 11

2.2.2 Стационарное распределение температуры 15

2.3 Влияние сезонных изменений температуры закачиваемой воды на распределение температуры в зумпфе нагнетательной скважины 19

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗКЦ В ЗУМПФЕ 23

3.1 Методика определения интервала ЗКЦ вдоль негерметичного цементного кольца в зумпфе нагнетательных скважин 23

3.2 Примеры определения ЗКЦ в зумпфе нагнетательных скважин 31

3.3 Алгоритм работы программы 37

3.4 Экспериментальные результаты 38

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 50

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 51

ПРИЛОЖЕНИЯ 53

Введение

Разработка месторождений полезных ископаемых – система организационно – технических мероприятий по добыче полезных ископаемых из недр. Для поддержания пластового давления и увеличения коэффициента отдачи пласта, который на разных месторождениях колеблется в широких пределах, применяют закачку под давлением в продуктивные пласты воды через нагнетательные скважины.

Наиболее частой проблемой разработки месторождений является проявление заколонных движений жидкости по стволу скважины за обсадной колонной. Причиной заколонных перетоков, в основном, является нарушение целостности цемента. Качественное цементирование скважин является необходимым условием их длительной и безаварийной эксплуатации. Прямыми показателями хорошего качества цементирования скважины являются, добыча в течение ее эксплуатации пластового флюида без примеси посторонних вод или газа, а также отсутствие межпластовых перетоков. С каждым годом количество нагнетательных скважин растет, в связи с этим увеличивается и актуальность качественного определения наличия и интервалов заколонных перетоков, в частности и в зумпфе скважин. Целью данной дипломной работы является разработка алгоритма и программы автоматизированного определения заколонного перетока в зумпфе нагнетательных скважин.

Исходя из поставленной цели, были определены следующие задачи:

1. Обзор теории формирования теплового поля в зумпфе нагнетательных скважин, ознакомление с методикой определения ЗКЦ в данных скважинах.

2. Ознакомление с практическими примерами определения ЗКЦ в зумпфе нагнетательных скважин.

3. Разработка алгоритма и программы.

4. Опробование практического материала в разработанной программе и анализ полученных данных.

Выдержка из текста работы

1. ТЕРМОМЕТРИЯ КАК ОСНОВНОЙ МЕТОД ГИС

Затрубная циркуляция флюидов может быть определена по данным методов термометрии, расходометрии, изотопов. Основным методом выявления затрубной циркуляции является термометрия [13].

Термометрия участвует при выделении работающих (отдающих и принимающих) пластов; выявлении заколонных перетоков снизу и сверху; выявлении внутриколонных перетоков между пластами; определении мест негерметичности обсадной колонны, НКТ и забоя скважины; определении нефте-газо-водопритоков; выявлении обводненных пластов; определении динамического уровня жидкости и нефте-водораздела в межтрубном пространстве; контроле работы и места расположения глубинного насоса; определении мест расположения мандрелей и низа НКТ; оценке расхода жидкости в скважине, оценке Рпл и Рнас; определении Тзаб и Тпл; контроле за перфорацией колонны, контроле за гидроразрывом пласта.

Основным параметром, который несет информационную нагрузку в методе термометрии, является температура. Температура - это энергетический параметр системы, и поэтому любое изменение системы вследствие изменения режима работы скважины, уменьшения или увеличения давления, промывки, нарушения целостности колонны и т.п. приводит к изменению температуры (распределения температуры) в скважине. Система скважина- пласт в этом отношении является очень чувствительной системой, т.к. на практике используются термометры с высокой разрешающей способностью.

Тепловое поле инерционно: для расформирования теплового возмущения в скважине требуется время, определяемое теплофизическими свойствами системы, длительностью возмущения и применяемой аппаратурой. Поэтому следующая особенность связана с тем, что (при измерениях) в различные периоды "жизни" скважины на термограммах может отражаться тепловая история скважины. Так, при освоении после бурения могут наблюдаться тепловые аномалии, связанные с бурением, цементажом, перфорацией и т.д.; в ремонте могут наблюдаться аномалии, обусловленные эксплуатацией.

Задачи необходимо решать в длительное время работающих скважинах при быстроменяющихся процессах, связанных с кратковременностью работы скважины, и в длительное время простаивающих скважинах. Поэтому, при разработке методики исследований необходимо учитывать особенность, связанную с временным фактором.

Еще одна особенность, которую необходимо учитывать при термических исследованиях, связана с инерционностью термометра. В случае высоковязкой нефти, грязи на стенках скважины, наличии осадка в зумпфе инерционность прибора может меняться существенно, что, в свою очередь, сильно искажает температурную картину. С другой стороны инерционность определяет скорость регистрации. В любом случае она ограничена. При быстроменяющихся переходных процессах в скважине конечная скорость регистрации температуры так же может приводить к искажению регистрируемых термограмм [1].

Таким образом, существует многообразие факторов, влияющих на распределение температуры в скважине. Для достоверного решения задач важно знать эти факторы и особенности их проявления в конкретных ситуациях.

2. ФОРМИРОВАНИЕ ТЕПЛОВОГО ПОЛЯ В ЗУМПФЕ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ

Распределение температуры в зумпфе нагнетательной скважины, работающей в течение длительного времени, формируется при суперпозиции геотермического распределения и распределения температуры, обусловленного теплоотдачей в подстилающие пласт породы. В этой главе рассмотрено влияние теплоотдачи пласта, а также влияние дроссельного разогрева в пласте и сезонных изменений температуры закачиваемой воды на распределение температуры в зумпфе.

2.1 Теплоотдача в подстилающие пласт породы

Для изучения характера распределения температуры в пласте и окружающих его породах при закачке в пласт воды через нагнетательную скважину с конечной величиной приемистости проведены как теоретические, так и экспериментальные работы [3,4,8,11,12]. Теоретические расчеты выполнены с целью определения элементов термозаводнения в удаленных от нагнетательной скважины зонах пласта и пород. Во всех этих работах общими являются следующие допущения: коэффициент межфазного теплообмена равен бесконечности, движение закачиваемой воды не вызывает изменение фазового состояния флюида в пласте, пласт однородный, конечной мощности. Различие заключается в способе описания условий распространения тепла в пласте и теплообмена на границе пласт-порода. Соответственно последнему имеется несколько математических постановок ("схем") задачи для описания распределения температуры в пласте и окружающих его породах. Здесь рассмотрим одну из них - "схему Ловерье", так как решение, полученное по этой "схеме", легко можно анализировать применительно к зумпфу нагнетательных скважин.

В расчетах по "схеме Ловерье" лежат кроме упомянутых здесь следующие допущения.

1. Пласт конечной мощности вскрыт скважиной бесконечно малого радиуса.

2. Теплофизические свойства вмещающих пород и пласта анизотропны, а именно, вмещающие породы имеют конечную величину теплопроводности в вертикальном направлении и равную нулю в горизонтальном направлении, теплопроводность пласта в горизонтальном направлении равна нулю и бесконечности в вертикальном направлении. Последнее означает, что температура по мощности пласта постоянна.

В этом случае условие сопряжения теплового потока на границе и подстилающих его пород должно выражать баланс теплового потока самого пласта.

При этих предположениях распределение температуры в зумпфе нагнетательной скважины описывается уравнениями [14]

(2.1)

(2.2)

(2.3)

(2.4)

Здесь индекс "0" относится к пласту.

Введем безразмерные переменные

(2.5)

В обозначениях (2.5) задача (2.1)-( 2.4) примет вид

(2.6)

(2.7)

(2.8)

Решение задачи (2.6)-(2.8) известно

(2.9)

Расчеты, проведенные по зависимости (2.9), показывают, что после прохождения фронта закачиваемой воды распределение температуры в подстилающих пласт породах практически не зависит от приемистости пласта. Это и понятно, так как горизонтальной составляющей теплопроводности пласта можно пренебречь в сравнении с конвективной составляющей.

На оси скважины (r =  = 0) из (2.9) имеем

(2.10)

то есть, получаем то же распределение, как и в случае постоянной температуры на границе пород.

Результаты расчета, проведенные по зависимости (2.10) представлены на рис.2.1. Из приведенных графиков следует, что процесс установления температуры в зумпфе очень медленный.

Так при работе нагнетательной скважины в течение одного года аномалия относительной температуры [T(0,z,t) -T0 -Гz] / [T1 -T0 -Гz], равная 0.12, отметится в глинах (а2=3.3*10-7 м2/c) на расстоянии z = 6.7м от подошвы принимающего пласта, а при закачке в течение 8 лет это расстояние составит всего 19м. При увеличении коэффициента температуропроводности пород увеличивается зона теплового влияния пласта. Например, при закачке воды в скважину в течение двух лет относительная температура, равная 0.12, будет находиться на расстоянии 9.6 м от подошвы принимающего пласта в случае, когда подстилающими пласт породами являются глины и соответственно 18м для аргилитов (a2=10.8*10-7 м2/c).

Рис.2.1 Распространение тепловой аномалии в подстилающие пласты породы. Шифр кривых – время закачки, в годах.

Рис.2.2 Сопоставление термограммы, зарегистрированнойпри закачке, с расчетными. Шифр кривых: 1и 3–расчетные при а2=12,8*10-7м2/с и а2=10,0*10-7 м2 /с соответственно, 2 – измеренное в скважине.

На рис.2.2 приведено сопоставление результатов термических исследований в нагнетательной скважине №402 Усинской площади (Коми АССР) с теоретическими.

Неоднородные пласты песчаников перфорированы в интервале глубин: 2943.8-2959.8м 2964.2-2968.6м. По данным промыслово-геофизических исследований (расходометрия, термометрия) нижняя граница поглощения закачиваемой воды пластом находится на глубине 2957.2м.Следовательно нижний пласт (2964.2-2968.6м) и часть верхнего пласта (2957.2-2968.6м) не принимают закачиваемую воду.

Для построения расчетной зависимости распределения температуры в зумпфе скважины по формуле (2.10) принято: геотермическая температура в плоскости z=0 (соответствует глубине 2957.2м) равна T0=65.1oC; геотермический градиент Г=0.025 oC/м; время t =20.5 месяцев (соответствует времени работы нагнетательной скважины). Коэффициент температуропроводности пород варьировался.

Как следует из рис.2.2 теоретическая кривая распределения температуры хорошо согласуется с замеренной в скважине.

Относительная величина погрешности =[TЭ (z,t) - TT (z,t)] / [TЭ (z,t) - T0 - Гz] * 100, рассчитанная для случая, когда подстилающий пласт породой является нефтенасыщенный песчанник (a2=12.8*10-7 м2/c),не превышает 5% (здесь TЭ (z,t) и TT (z,t) - экспериментальная и расчетная температура в скважине ниже границы приема пласта).

2.2 Теория температурных полей с учетом радиальной теплопроводности пород

Как показывает практика, зависимость (2.10) хорошо описывает распределение температуры в зумпфе нагнетательной скважины при закачке воды, температура которой значительно ниже естественной температуры пласта, т.е. при T0=T1 -T0 <-(2530) oC.

Если разница этих температур составляет несколько единиц градуса Цельсия, то расхождение между замеренным и расчетным распределениями температуры значительно. Причем, в случае закачки воды с температурой выше геотермической расчетное распределение температуры отличается от замеренного не только количественно, но и качественно. Это отличие объясняется тем, что зависимость (2.10) не учитывает разогрев пласта при дросселировании закачиваемой воды в прискважинной зоне.

При реальной величине репрессии на пласт P=1015 МПа температура закачиваемой воды, а соответственно и пласта на расстоянии от скважины, равном воронке репрессии, повышается относительно температуры, замеренной в скважине, на величину ТДР =P = (2  3) oC. Для таких величин репрессии при T0 <-(25 30) oC имеем TДР /Т0 /<0.12. В этом случае влиянием дроссельного разогрева пласта можно пренебречь по сравнению с T0. Поэтому температуру пласта можно считать постоянной и пользоваться для расчетов зависимостью (2.10.). Такая ситуация характерна для глубоких нагнетательных скважин. Для нефтяных месторождений Урало-Поволжья температура закачиваемой воды близка к геотермической, причем T0  (3  5) oC, а соотношение TДР /Т0>0.4. В этом случае относительный вклад разогрева пласта при дросселировании закачиваемой воды велик и пренебрегать им нельзя.

2.2.1 Нестационарное распределение температуры

С целью изучения влияния дроссельного эффекта в пласте на распределение температуры в зумпфе нагнетательной скважины рассмотрим задачу, упрощенная математическая постановка которой имеет вид [16]

(2.11)

(2.12)

(2.13)

где f(r) складывается из температуры закачиваемой воды (Т1) и дроссельного эффекта (ТДР) вблизи призабойной зоны

где  -репрессия на пласт.

Таким образом, мы выделили постоянное слагаемое -T1+P и слагаемое, зависимое от радиуса

Решение задачи (2.11)-( 2.13) ищем в виде

(2.14)

Где U(z,t) -распределение температуры в подстилающих пласт породах, когда на границе поддерживается постоянная температура, не зависящая от радиуса; W(r,z,t) -распределение температуры, обусловленное теплоотдачей разогретого пласта при дросселировании по нему закачиваемой жидкости.

3.3 Алгоритм работы программы

При контроле разработки месторождений углеводородов оперируют с большим объемом геолого-геофизической и промысловой информации. При этом отдельные виды деятельности могут быть реализованы с использованием ЭВМ. Методики обработки зависят от типа отложений, свойств пластового флюида, назначения скважины, особенностей конструкции скважины, подземного оборудования, обводнения скважины и других факторов [3].

Приведенный ниже алгоритм был реализован в программе пользователя системы ПРАЙМ. Данный модуль предназначен для реализации собственных алгоритмов обработки пользователем непрограммистом.

Первым шагом работы программы является определение наличия перетока в данной скважине, так как при отсутствии ЗКЦ дальнейшая работа программы не носит практической пользы. На участке 1,5÷2м ниже перфорированного интервала невозможно определить наличие перетока по замерам термометром при закачке и изливе. Поэтому программа считывает значения ΔT = Tизлив – Tзакачка на глубине на 2 метра ниже подошвы перфорации, но построения кривой не происходит. При отсутствии ЗКЦ мы выходим из программы, в противном случае работа программы продолжается.

Вторым шагом работы программы является сглаживание промежуточных кривых Tизлив и Tзакачка . Это необходимо для получения в дальнейшем сглаженной кривой ΔT, для более точного определения глубины перетока.

Третьим шагом программы является нахождение и построение разностной кривой ΔT = Tизлив – Tзакачка с добавлением ее на планшет.

Четвёртым шагом работы программы является анализ кривой ΔT и выдача вычисленного результата.

3.4 Экспериментальные результаты

В данном разделе дипломной работы представлены результаты, полученные в процессе работы программы. По результатам расчета программы построены разностные термограммы, зарегистрированные при закачке и изливе в зумпфе при заколонной циркуляции закачиваемой воды вниз от перфорированных интервалов, а также сами интервалы перетока.

В скважине №1 Северо – Губкинского месторождения (рис.3.5) зарегистрированы термограммы при различных режимах работы скважины. Интервал перфорации находится на глубине 2506 – 2510м. Четко отмечается расхождение термограмм при закачке (кр.1) и изливе (кр.4) ниже интервала перфорации, что является признаком ЗКЦ. Интерпретатор дал заключение о том, что заколонный переток вниз отмечается в интервале 2510-2516.2м, отмечено черным примитивом. По результатам расчета программы построена разностная кривая, заколонная циркуляция отмечена в интервале 2510-2516.9м, отмечено красным примитивом.

Рис.3.5 Нагнетательная скважина №1 Северо-Губкинского месторождения.

Замеры: 1- TM при закачке. 2- TM сразу после остановки. 3- TM ч/p 50 мин после остановки. 4 - TM при изливе . 5 - TM фоновый. 6 – TM разностная.

В скважине №2 Кочевского месторождения (рис.3.6) зарегистрированы термограммы при различных режимах работы скважины. Интервал перфорации находится на глубине 2924 – 2938м. Четко отмечается расхождение термограмм при закачке (кр.1) и изливе (кр.4) ниже интервала перфорации. Интерпретатор дал заключение о том, что заколонный переток вниз отмечается в интервале 2938-2940.4м, отмечено черным примитивом. По результатам расчета программы построена разностная кривая, заколонная циркуляция отмечена в интервале 2938-2941,5м, обозначена красным примитивом.

Рис.3.6 Нагнетательная скважина №01586 Кочевского месторождения.

Замеры: 1- TM при закачке. 2- TM сразу после остановки. 3- TM ч/p 50 мин после остановки. 4 - TM при изливе . 5 - TM фоновый. 6 – TM разностная.

В скважине №3 Кочевского месторождения (рис.3.7) интервал перфорации находится на глубине 2746.8 – 2752.4м. Четко отмечается расхождение термограмм при закачке (кр.1) и изливе (кр.4) .Интерпретатор дал заключение о том, что отмечается внутрипластовый заколонный переток в интервале 2752.4-2755.6м, отмечено черным примитивом. По результатам расчета программы построена разностная кривая, заколонная циркуляция отмечена в интервале 2752.4-2757.8м, обозначена красным примитивом.

Рис.3.7 Нагнетательная скважина №3 Кочевского месторождения.

Замеры: 1- TM при закачке. 2- TM сразу после остановки. 3- TM ч/p 50 мин после остановки. 4 - TM при изливе . 5 - TM фоновый. 6 – TM разностная.

В скважине №4 Северо-Губкинского месторождения (рис.3.8) интервал перфорации находится на глубине 2490–2494м. По результатам расчета программы заколонного перетока нет. Зумпф маленький, составляет 6 м. Термограммы искажены, скорее всего, из-за присутствия осадка.

Рис.3.8 Нагнетательная скважина №4 Северо-Губкинского месторождения.

Замеры: 1- TM при закачке. 2- TM сразу после остановки. 3- TM ч/p 50 мин после остановки. 4 - TM при изливе . 5 - TM фоновый. 6 – TM разностная

В скважине №5 Кочевского месторождения (рис.3.9) интервал перфорации находится на глубине 2948 – 2954м. Четко отмечается расхождение термограмм при закачке (кр.1) и изливе (кр.4) .Интерпретатор отметил переток в интервале 2954-2956.2м, отмечено черным примитивом. По результатам расчета программы построена разностная кривая, заколонная циркуляция отмечается в интервале 2954-2958.1м, обозначена красным примитивом.

Рис.3.9 Нагнетательная скважина №5 Кочевского месторождения.

Замеры: 1- TM при закачке. 2- TM сразу после остановки. 3- TM ч/p 50 мин после остановки. 4 - TM при изливе 6 – TM разностная.

В скважине №6 Тевлино-Русскинского месторождения (рис.3.10) зарегистрированы термограммы при различных режимах работы скважины. Интервал перфорации находится на глубине 2808 – 2818м. Четко отмечается расхождение термограмм при закачке (кр.1) и изливе (кр.4) ниже интервала перфорации. Интерпретатор дал заключение о том, что заколонный переток вниз отмечается в интервале 2818-2828м, отмечено черным примитивом. По результатам расчета программы построена разностная кривая, заколонная циркуляция отмечена в интервале 2818-2830.1м, обозначена красным примитивом.

Рис.3.10 Нагнетательная скважина №6 Тевлино.-Русскинского месторождения.

Замеры: 1- TM при закачке. 2- TM сразу после остановки. 3- TM ч/p 50 мин после остановки. 4 - TM при изливе . 5 - TM фоновый. 6 – TM разностная.

В скважине №7 Восточно-Перевального месторождения (рис.3.11) интервал перфорации находится на глубине 3465 – 3485м. Четко отмечается расхождение термограмм при закачке (кр.1) и изливе (кр.4) ниже интервала перфорации, а также прием закачиваемой воды в подошвенной части интервала перфорации. Интерпретатор дал заключение о том, что заколонный переток вниз отмечается в интервале 3485-3500м, отмечено черным примитивом. По результатам расчета программы заколонная циркуляция отмечена в интервале 3485-3498.5м, обозначена красным примитив

Рис.3.11 Нагнетательная скважина №7 Восточно-Перевального месторождения.

Замеры: 1- TM при закачке. 2- TM сразу после остановки. 3- TM ч/p 50 мин после остановки. 4 - TM фоновый . 5 – TM при изливе. 6 – TM разностная.

В скважине №8 Восточно-Перевального месторождения (рис.3.12) интервал перфорации находится на глубине 3392 – 3405.5м. Четко отмечается расхождение термограмм при закачке (кр.1) и изливе (кр.2) ниже интервала перфорации. Интерпретатор дал заключение о том, что заколонный переток вниз отмечается в интервале 3405.5-3411.2м, отмечено черным примитивом. По результатам расчета программы заколонная циркуляция отмечена в интервале 3405.5-3411.8м, обозначена красным примитивом.

Рис.3.12 Нагнетательная скважина №8 Восточно-Перевального месторождения.

Замеры: 1- TM при закачке. 2- TM при изливе . 3 – TM разностная.

В скважине №9 Восточно-Перевального месторождения (рис.3.13) интервал перфорации находится на глубине 3059 – 3064м. Четко отмечается расхождение термограмм при закачке (кр.1) и изливе (кр.4) ниже интервала перфорации, а также прием закачиваемой воды в подошвенной части интервала перфорации. Интерпретатор дал заключение о том, что заколонный переток вниз отмечается в интервале 3064-3092.8м, отмечено черным примитивом. По результатам расчета программы заколонная циркуляция отмечена в интервале 3064-3495.8м, обозначена красным примитивом.

Рис.3.13 Нагнетательная скважина №9 Восточно-Перевального месторождения.

Замеры: 1- TM при закачке. 2- TM сразу после остановки. 3- TM ч/p 50 мин после остановки. 4 – TM при изливе. 5 – TM фоновый. 6 – TM разностная.

В скважине №10 Ватьеганского месторождения (рис.3.14) интервал перфорации находится на глубине 2328 – 2339м. Четко отмечается расхождение термограмм при закачке (кр.1) и изливе (кр.4) ниже интервала перфорации. Интерпретатор дал заключение о том, что заколонный переток вниз отмечается в интервале 2339-2358.5м, отмечено черным примитивом. По результатам расчета программы заколонная циркуляция отмечена в интервале 2339-2359.3м, обозначена красным примитивом.

Рис.3.14 Нагнетательная скважина №10 Ватьеганского месторождения.

Замеры: 1- TM при закачке. 2- TM сразу после остановки. 3- TM ч/p 50 мин после остановки. 4 – TM при изливе. 5 –TM разностная.

Проанализировав результаты работы программы, можно сделать вывод о работоспособности алгоритма и программы на его основе. Если обратить внимание на полученные экспериментальные результаты, то можно говорить о том, что данные ручной и машинной обработки практически совпадают между собой. Различие результатов можно считать вполне допустимыми.

Заключение

При выполнении дипломной работы изучена методика термометрических исследований, особенности формирования теплового поля при закачке и изливе по стволу скважины, и, что особо важно, в зумпфе нагнетательных скважин. Изучена методика определения ЗКЦ в зумпфе нагнетательных скважин, а также рассмотрены практические примеры.

Таким образом, для определения интервала ЗКЦ в зумпфе при закачке «холодной» воды необходимо использовать замеры при закачке и изливе. Если эти термограммы повторяют друг друга по форме, то это указывает на исправное техсостояние в зумпфе. Если термограммы расходятся и в интервале расхождения нарушена монотонность кривых, то в этом интервале есть ЗКЦ. На основе этих теоретических данных разработан алгоритм и программа автоматизированного определения заколонной циркуляции в зумпфе нагнетательных скважин. Проведено опробование практических материалов. Полученные результаты подтверждают работоспособность алгоритма и программы.

Список литературы

1. Будников В. Ф., Булатов А. И., Петерсон А. Я., Шаманов С. А. Контроль и пути улучшения технического состояния скважин. М.: Недра, 2001. 305 с.

2. Байков У.М., Ефремова Л.В. Использование сточных вод в системе заводнения пластов. М.: Недра, 1968. 88 с.

3. Дахнов В.Н., Дьяконов Д.И. Термические исследования скважин. М.: Гостоптехиздат, 1952. 252 с.

4. Дворкин И.Л., Парфенов А.И., Буевич А.С., Коханчиков В.М., Филиппов А.И. Использование высокочувствительной термометрии для выделения интервалов затрубной циркуляции //НТиПЖ «Нефтяное хозяйство». 1974. № 12. С. 43-46.

5. Карслоу Г., Егер Д. Теплопроводность твердых тел. М.: Наука, 1964. 321 с.

6. Назаров В.Ф. Термометрия нагнетательных скважин. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук по специальности 25.00.10. Геофизика, геофизические методы поисков горючих ископаемых. Уфа, 2002. 327 с.

7. Валиуллин Р.А., Вахитова Г.Р., Назаров В. Ф., Рамазанов А. Ш., Шарафутдинов Р. Ф., Яруллин Р. К., Федотов В.Я. Термогидродинамические исследования при различных режимах работы скважин: Руководство по исследованию и интерпретации. Уфа, 2002. 248 с.

8. Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш. Термические исследования при компрессорном освоении нефтяных скважин. Уфа: Изд-во БашГУ, 1992. 168 с.

9. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н. Геофизические исследования скважин. М.: Изд-во РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2004. 400 с.

10. Кошко И.Н. Совершенствование термометрии для контроля за разработкой в неизотермических условиях // НТиПЖ «Нефтяное хозяйство». 1987. № 3. С.38-41.

11. Кобранова В.Н. Физические свойства горных пород. М.: Гостоптехиздат, 1962. 235 с.

12. Назаров В.Ф., Ершов А.М., Фойкин П.Т., Осипов А.М. Выявление заколонной циркуляции в зумпфе нагнетательных скважин //НТиПЖ «Нефтяное хозяйство». 1988. № 7. С.49-52.

13. Головин Б.А., Калинникова М.В., Муха А.А. Контроль за разработкой нефтяных месторождений по ГИС: Учебное пособие. Саратов: Изд-во. СГУ им. Н.Г. Чернышевского, 2005. 30 с.

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

15. Назаров В.Ф. К методике определения интервала заколонной циркуляции в зумпфе нагнетательных скважин по данным термометрии // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд-во. ГЕРС. 2000. Вып. 77. С.17-25

16. Назаров В.Ф. Влияние дроссельного эффекта в пласте на распределение температуры в зумпфе нагнетательной скважины // НТиПЖ «Нефтяное хозяйство». 1985. № 8. С.81-85.

17. Лыков А.В. Теплообмен. Справочник. М.: Энергия.,1978. 479 с.

18. Бабаев В.В., Будымна В.Ф., Сергеева Т.А. Теплофизические свойства горных пород. М.: Недра, 1987. 156 с.

19. Буевич А.С. Технологический комплекс для геофизических исследований обсаженных скважин //НТВ «Каротажник». Тверь: Изд-во. ГЕРС. 1998. Вып. 43. С. 31-40.

20. Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И., Резванов Р.А. Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1991. 223 с.