Экспериментальное исследование и численное моделирование полимерного заводнения применительно к иранским месторождениям, содержащим тяжёлые, высоковязкие нефти тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Мостаджеран Гортани Масуд
Мостаджеран Гортани Масуд
кандидат наук
2022
- Специальность ВАК РФ25.00.17
- Количество страниц 159
Оглавление диссертации кандидат наук Мостаджеран Гортани Масуд
ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА 1. ИНФОРМАЦИЯ О ЗАПАСАХ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ В МИРЕ
1.1 ПРЕДСТАВЛЕНИЕ О ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ
1.2 ЗНАЧЕНИЕ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ
1.3 ЗАПАСЫ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ В ИРАНЕ
1.3.1 ИРАНСКИЕ ЗАЛЕЖИ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ, РАСПОЛОЖЕННЫЕ НА СУШЕ
1.3.2 ИРАНСКИЕ МОРСКИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ
1.4 ДОБЫЧА ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ В МИРЕ
ГЛАВА 2. ПОЛИМЕРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ КАК МЕТОД УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
2.1 ПРИНЦИПЫ И МЕХАНИЗМЫ ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ
2.2 КРИТЕРИИ ВЫБОРА ПОЛИМЕРА ДЛЯ ЗАВОДНЕНИЯ
2.3 ПАРАМЕТРЫ ПЛАСТА, ВЛИЯЮЩИЕ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ
2.4 ПОЛИМЕРЫ, ПРОШЕДШИЕ ИСПЫТАНИЯ НА РАЗЛИЧНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
2.5 СТРАТЕГИЯ РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
2.6 ПРАКТИКА ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ
ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ
ГЛАВА 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАЦИОНАЛЬНОЙ ВЯЗКОСТИ ПОЛИМЕРНОГО РАСТВОРА ДЛЯ ЭФФЕКТИВНОГО ИЗВЛЕЧЕНИЯ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ
ГЛАВА 4. ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ ДЛЯ ПИЛОТНОГО УЧАСТКА
4.1 ПРИГОТОВЛЕНИЕ ПОЛИМЕРНОГО РАСТВОРА
4.2 ВЛИЯНИЕ ТИПА ПОЛИМЕРА, ЕГО КОНЦЕНТРАЦИИ И ДРУГИХ ФАКТОРОВ
4.3 МАТЕРИАЛЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО ИССЛЕДОВАНИЯ ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ
4.4 ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТА
4.5 ЭКСПЕРИМЕНТ ПО МОДЕЛИРОВАНИЮ ПРОЦЕССА ЗАВОДНЕНИЯ
4.6 РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО ИССЛЕДОВАНИЯ
4.7 РЕЗУЛЬТАТЫ ТЕСТОВ ПО ВЫЯВЛЕНИЮ ВЛИЯНИЯ КОНЦЕНТРАЦИИ ПОЛИМЕРА НА КОЭФФИЦИЕНТ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ
4.8 РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО ИССЛЕДОВАНИЯ ВТОРОЙ ПРОБЫ
4.9 ИССЛЕДОВАНИЕ ВТОРИЧНОГО ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ
ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ
ГЛАВА 5. АНАЛИЗ И ОЦЕНКА ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ
5.1 МОДЕЛИРОВАНИЕ ПЕРВОГО ИССЛЕДУЕМОГО УЧАСТКА
5.2 РЕЗУЛЬТАТЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ ДЛЯ ВТОРОГО ИЗУЧАЕМОГО ОБРАЗЦА
5.3 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ В КОЛЛЕКТОРЕ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ИСКУССТВЕННОЙ НЕЙРОННОЙ СЕТИ
ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
Рекомендованный список диссертаций по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», 25.00.17 шифр ВАК
Совершенствование технологии нестационарного заводнения в разработке залежей высоковязкой нефти (на примере месторождения Северные Бузачи)2016 год, кандидат наук Варисова Раушания Радиковна
Обоснование комбинированной технологии повышения нефтеотдачи пластов с применением поверхностно-активных веществ и плазменно-импульсной технологии2014 год, кандидат наук Хусаинов, Радмир Расимович
Исследование и обоснование технологий разработки сложнопостроенных залежей высоковязкой нефти: на примере Тазовского месторождения2013 год, кандидат наук Дубив, Игорь Богданович
Геологические основы эффективного освоения и извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти2006 год, доктор геолого-минералогических наук Мухаметшин, Рустам Закиевич
Обоснование технологии полимерного заводнения залежей высоковязких нефтей: на примере месторождения Жданице - Чешская Республика2010 год, кандидат технических наук Бриза Карел
Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Экспериментальное исследование и численное моделирование полимерного заводнения применительно к иранским месторождениям, содержащим тяжёлые, высоковязкие нефти»
Актуальность темы диссертационной работы.
В настоящее время потребность в энергии стремительно растет, удовлетворить эту потребность можно, лишь вовлекая в разработку трудноизвлекаемые запасы углеводородов, и лишь отчасти - применяя альтернативные источники энергии. Разработка месторождений углеводородов все больше ассоциируется с выработкой месторождений тяжелой нефти из-за быстрого сокращения запасов традиционной легкой нефти. Растущие потребности в нефти и газе уже сейчас частично обеспечиваются за счет значительного объема тяжелой нефти. Хотя применение тепловых методов во многих проектах по повышению нефтеотдачи успешно, они часто недостаточно экономичны или нецелесообразны в пластах с глубокозалегающими и тонкими пластами. Поэтому полимерное заводнение является предпочтительным методом нефтеотдачи для таких пластов.
Применение полимерного заводнения в пластах с легкой нефтью началось более полувека назад, и уже давно считается подходящим методом для добычи нефти вязкостью до 100 мПас. В последнее время этот метод привлек внимание специалистов к добыче тяжелой нефти и стал многообещающим для извлечения нефти из месторождений тяжелой нефти с вязкостью от нескольких сотен до нескольких тысяч мПас. Основанием для такого широкого внимания к этой технологии в добыче тяжелой нефти стали достижения последних двух десятилетий в области производства полимеров. Особенно это актуально для месторождений Ирана, так как в настоящее время существует потребность в активном наращивании добычи нефти в этом регионе.
В диссертационной работе приведен обзор достижений и технологических тенденций полимерного заводнения месторождений тяжелой нефти. Для оценки и анализа эффективности заводнения полимерным раствором были проведены лабораторные испытания и имитационное моделирование процесса. Была
разработана искусственная нейронная сетевая система для оценки эффективности использования полимерного заводнения в условиях иранских нефтяных месторождений. Были рассмотрены подходящие диапазоны толщин нефтеносных пластов, критически влияющих на эффективность полимерного заводнения, и характеристики полимеров для успешных промысловых испытаний.
Разработанность темы диссертации.
Эксплуатация месторождений высоковязкой и тяжелой нефти Ирана требует повышения эффективности их выработки. Традиционно при решении этой задачи используют тепловые и химические методы, реализация которых зачастую бывает весьма затратным мероприятием.
Вопросами применения полимерного заводнения при разработке высоковязких нефтей в своих работах занимались Алмаев Р.Х., Анохина Н.В., Балакин В.В., Бондаренко А.В., Владимиров И.В., Власов С.А., Григоращенко Г.И., Еремин Н.А., Желтов Ю.В., Зайцев Ю.В., Зак С.А., Кисиленко Б.Е., Кукин В.В., Малютина Г.С., Михайлов Н.Н., Полищук A.M., Ступоченко В.Е., Табакаева Л.С., Хавкин А.Я., Хисамутдинов Н.И., Швецов И.А., Al-Adasani A., Bai B., Bazin B., Dejam M., Delamaide E., Dong M., С.Н. Gao, Huh C., Pope G.A., Rousseau D., Saboorian-Jooybari H., Seright R.S., Taber J.J., Wang J., Wassmuth F. и многие другие российские и зарубежные ученые.
Наряду с отмеченными проблемами в практической инженерной деятельности необходим анализ метода полимерного заводнения как технологии повышения эффективности выработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей Ирана.
Цель диссертационной работы.
Основная цель работы - подтверждение возможности эффективной реализации полимерного заводнения в пластах тяжелой нефти применительно к иранским месторождениям.
Основные задачи исследований.
1. Анализ мирового опыта полимерного заводнения месторождений высоковязких нефтей.
2. Разработка методики оценки рационального значения вязкости полимерного раствора.
3. Оценка эффективности проведения полимерного заводнения на объектах высоковязких нефтей Ирана на основе экспериментальных лабораторных исследований.
4. Изучение влияния различных параметров полимерного раствора на эффективность метода с помощью гидродинамического моделирования.
5. Разработка алгоритма прогнозирования эффективности полимерного заводнения на основе нейронных сетей.
Научная новизна.
1. Разработаны критерии выбора рациональной величины вязкости полимерного раствора для заводнения месторождений тяжелых нефтей Ирана.
2. Разработана методика лабораторных исследований для обоснования оптимальных характеристик полимерного раствора при полимерном заводнении месторождения тяжелой нефти КиЬ-е-Мо^ в Иране.
3. Экспериментально обоснованы оптимальные характеристики полимеров и их водных растворов для реализации технологии полимерного заводнения на двух пилотных участках месторождений тяжелой нефти Ирана.
4. Обоснованы оптимальные варианты полимерного заводнения на месторождениях тяжелой нефти Ирана с использованием трехмерного гидродинамического моделирования.
5. Разработана методика оценки эффективности и анализа использования полимерного заводнения на различных месторождениях тяжелой нефти на основе искусственной нейронной сети.
Теоретическая и практическая ценность.
Определены первоочередные критерии выбора объектов разработки месторождений тяжелой нефти Ирана для применения технологии полимерного заводнения, на основании которых выполнен геолого-промысловый анализ объектов разработки и выбраны объекты для реализации технологии полимерного заводнения на месторождениях региона.
Методология и методы исследований.
При решении поставленных задач использовались лабораторные и вычислительные эксперименты. Решение поставленных задач базируется на основе теоретических, экспериментальных исследований и промысловых данных с применением методов машинного обучения.
Достоверность и обоснованность результатов.
Достоверность и обоснованность полученных результатов подтверждена сопоставлением базируются на сравнении полученных результатов с промысловым опытом, их проверке в рамках лабораторных исследований, с привлечением программных средств моделирования процессов вытеснения.
Основные защищаемые положения.
- критерии выбора рациональной вязкости полимерного раствора для применения технологии полимерного заводнения;
- методика лабораторных исследований для обоснования оптимальных характеристик полимерного раствора при полимерном заводнении, а также исследования с использованием трехмерного гидродинамического моделирования;
- критерии выбора полимеров и их растворов для проведения полимерного заводнения;
- методика использования искусственных нейронных сетей для оценки эффективности полимерного заводнения на месторождениях тяжелой нефти.
Личный вклад.
Личный вклад автора состоит в выборе направления исследований, в формулировке целей и задач; непосредственном участии в сборе информации, проведении научных экспериментов; анализе материалов и результатов экспериментов; лично автором или при участии автора выполнены обработка и интерпретация экспериментальных данных; непосредственное участие в аналитических и лабораторных исследованиях, в проведении промысловых работ и обобщении их результатов, в получении научных выводов и выдаче рекомендаций, в обработке и обобщении литературных данных, формулировке выводов. Непосредственное участие в подготовке основных публикаций по проделанной работе, обсуждение и интерпретация полученных результатов проводились совместно с научным руководителем и соавторами публикаций.
Апробация работы.
Материалы диссертации докладывались на XIII Международной конференции "Ресурсовоспроизводящие, малоотходные и природоохранные технологии освоения недр" (г.Тбилиси, Грузия, 15-21 сентября 2014 г.), на научно-практической конференции "Достижения, проблемы и перспективы развития нефтегазовой отрасли" (г.Альметьевск, 28-29 октября 2016 г.), на XXI Международном симпозиуме имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых, посвященном 130-летию со дня рождения профессора М.И. Кучина "Проблемы геологии и освоения недр", (г.Томск, 3-7 апреля 2017 г.), на Международной научно-практической конференции "Наука и технологии в нефтегазовом деле" (Армавир, 09-10 февраля 2018 г.), и на II Международной научно-практической конференции «Булатовские чтения» (г.Краснодар, 31
марта 2018 г.), на VIII Международной научно-практической конференции обучающихся, аспирантов и ученых «Опыт, актуальные проблемы и перспективы развития нефтегазового комплекса» (г.Нижневартовск, 27 апреля 2018 г.), на X Международном молодежном научно-практическом конгрессе «Нефтегазовые горизонты» (Москва, 12-15 ноября 2018 г.), на X Международной интернет-конференции молодых ученых, аспирантов, студентов «Инновационные технологии: теория, инструменты, практика» (Пермь, 20 ноября - 31 декабря 2018 г.), на студенческой технической конференции (г.Фрайбург, Германия, 7-8 ноября 2018 г.), на XIII Международном научно-техническом конгрессе студенческого отделения общества инженеров-нефтяников (Тюмень, 11-13 апреля 2019 г.), на 9-ом форуме будущих нефтяных инженеров (г.Пекин, КНР, 18-19 мая 2019 г.), на 6-ом ежегодном студенческом Энергетическом конгрессе ASEC (г.Загреб, Хорватия, 4-8 мая 2019 г.), на IV Международной научно-практической конференции «Булатовские чтения» (г.Краснодар, 31 марта 2020 г.), на X Всероссийской научно-технической конференции с международным участием "Современные проблемы геологии, геофизики и геоэкологии Северного Кавказа" (г.Грозный, 14-16 октября 2020 г.), на V Международной научно-практической конференции «Достижения, проблемы и перспективы развития нефтегазовой отрасли» (г.Альметьевск, 12 ноября 2020 г), на Национальной научно-практической конференции «Нефть и газ: технологии и инновации» (г.Тюмень, 19-20 ноября 2020 г.), на XI Международной научно-практической конференции «Новейшие технологии освоения месторождений углеводородного сырья и обеспечение безопасности экосистем Каспийского шельфа» (г.Астрахань, 04 сентября 2020 г.).
Публикации.
По теме диссертационной работы опубликовано 25 научных работ, в том числе 5 статей в рецензируемых научных изданиях, рекомендованных ВАК
Минобрнауки РФ и входящих в международные реферативные базы данных и системы цитирования
Структура и объем работы.
Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, списка используемой литературы, включающего 268 наименований, приложения и содержит 159 страниц машинописного текста, 72 рисунка, 20 таблиц.
Благодарности.
Автор выражает глубокую признательность своему научному руководителю - доценту кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Телкову Виктору Павловичу за ряд ценных идей, использованных в работе, за особое постоянное внимание к работе и неоценимую поддержку, своевременные советы и наставления. Огромную
благодарность автор выражает профессору, д.т.н. [Мищенко Игорю Тихоновичу
долгие годы заведовавшему кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, за всестороннюю поддержку в процессе работы над диссертацией, всему коллективу кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений за внимание к работе и ценные замечания и советы. Также автор благодарит всех сотрудников лаборатории, на базе которой проводились лабораторные исследования, за важную практическую помощь при проведении этих исследований.
ГЛАВА 1. ИНФОРМАЦИЯ О ЗАПАСАХ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ В МИРЕ
Тяжелая нефть и битумы составляют до 70% разведанных запасов нефти в мире. Высокая плотность и вязкость традиционно обуславливают затратность их добычи по сравнению с более легкими углеводородами и ограничивают добычу этих ресурсов низкими объемами. К настоящему времени разработана лишь небольшая часть этих ресурсов, поскольку методы извлечения тяжелой нефти традиционно гораздо более дорогостоящие, чем методы добычи обычной нефти. Тем не менее, открытие новых месторождений легкой нефти происходит все реже, и с учетом стабилизации цены на нефть нефтяные компании стали обращаться к нетрадиционным ресурсам для удовлетворения потребностей рынка. Это создает основу для того, чтобы в ближайшем будущем тяжелая нефть заняла значительную долю в структуре энергетики.
Рисунок 1.1 - Распределение мировых запасов нефти по классификации
Schlumberger [171]
1.1 Представление о тяжелой нефти
Геологическая служба США (USGS) определяет [258] тяжелую нефть как тип сырой нефти, характеризующейся асфальтовой, плотной, вязкой структурой (подобно мелассе) и содержанием асфальтенов (очень большие молекулы, включающие примерно 90 процентов серы и металлов, содержащихся в нефти). Она также содержит примеси смолы и тяжелых углеводородов, которые должны быть удалены до переработки. Несмотря на то, что он может быть различным, верхний предел плотности для тяжелой нефти определяется градусом API 22° (минимальная плотность 921,8 кг/м3) с вязкостью 100 мПас. "Градус API", разработанный Американским нефтяным институтом, является стандартом для выражения удельного веса нефти, вычисленного как (141,5 / S.G.) - 131,5, где S.G. - удельный вес нефти при 60 градусах по Фаренгейту (15,6°C). Чем ниже удельный вес, тем выше будет градус API. Определения типа нефти приведены ниже:
Легкая нефть: также называемая "обычной нефтью", светлая нефть имеет градус API как минимум 22° и вязкость менее 100 мПас.
Тяжелая нефть: асфальтовая, плотная (низкий градус API) и вязкая нефть, которая химически характеризуется содержанием асфальтенов (очень больших молекул, включающих большую часть серы и металлов в нефти).
Сверхтяжелая нефть: часть тяжелой нефти, имеющая градус API меньше 10° (плотность больше 1000 кг/м3).
Природные битумы: также называемые "нефтяные пески", битум имеет характеристики тяжелой нефти, но еще более плотен и вязок. Природный битум имеет вязкость более 10 000 мПас.
По сравнению с тяжелой нефтью, легкая или "обычная" нефть может быть извлечена без нагрева или разбавления. Легкая нефть характеризуется градусом API минимум 22°, а сверхтяжелая нефть имеет градус API меньше 10°.
Природные битумы, также известные как нефтеносные пески, имеют общие характеристики с тяжелой нефтью, но они еще более плотные и вязкие - с вязкостью более 10 000 мПас. Тяжелая нефть, как правило, не извлекается в естественном состоянии через скважину или обычными методами добычи. Обычно требуется нагрев или разжижение для того, чтобы нефть заполнила скважину или могла транспортироваться через трубопровод.
API Gravity
LIGHT OIL 45.4° 31.1°
MEDIUM 30.2° 22.3°
HEAVY 21.5° 10.0°
EXTRA HEAVY 6.5° 0.1°
Рисунок 1.2 Графическое представление о плотности тяжелой нефти
Универсальной связи между плотностью и вязкостью нефти не существует, хотя обычно нефть оказывается более вязкой при увеличении плотности. Это в большинстве случаев связано с содержанием в ней асфальтенов, соединений больших углеводородов с высокомолекулярным составом. Вязкость нефти увеличивается в геометрической прогрессии с увеличением количества содержащихся в ней асфальтенов [208]. Плотность и вязкость являются ключевыми свойствами в определении рентабельности разработки месторождения тяжелой нефти. Тяжелая нефть традиционно реализуется дешевле, чем легкие углеводороды, поскольку перед использованием ее необходимо провести энергоемкий процесс повышения качества. С другой стороны, высокие значения вязкости приводят к низкой продуктивности и необходимости инвестирования в более дорогие методы увеличения нефтедобычи.
1.2 Значение тяжелой нефти
Во всем мире некоторые из наиболее крупных по запасам месторождений, такие как Mexico's Cantarell, достигают или уже достигли максимума и начали испытывать снижение темпов добычи. Самые крупные месторождения нефти остались в основном на территории ближневосточных стран ОПЕК. В то же время мировой спрос на нефть продолжает расти с каждым годом, чему отчасти способствуют быстрорастущие экономические системы Китая и Индии. Снижение добычи легкой нефти в сочетании с ростом спроса привело к росту цен на нефть и побудило к поиску альтернативных источников энергии.
В перспективу вводятся в разработку огромные месторождения тяжелой нефти и битума, которые находятся в Западном полушарии. Эти нетрадиционные ресурсы труднее и дороже добывать, поэтому в прошлом они практически не затрагивались. Однако между почти 500 миллиардами баррелей извлекаемых канадских нефтяных песков и более чем 200 миллиардами баррелей извлекаемой венесуэльской тяжелой нефти мир вскоре может получить доступ к источникам нефти, почти эквивалентным источникам на Ближнем Востоке.
С ростом цен на нефть в 2005 и 2006 годах инвестиции в эти более сложные нефтяные месторождения стремительно увеличиваются. Фактически, только нефтяная промышленность США инвестировала 86 миллиардов долларов в "новые углеводороды" с 2000 года, разрабатывая технологии для извлечения и переработки худших сортов нефти, таких как тяжелая нефть и битум, в более пригодную для использования на нефтеперерабатывающих заводах форму, а также для превращения отходов и остаточных углеводородов в ценные продукты.
Выявленные объемы тяжелой нефти, сверхтяжелой нефти и битумов оцениваются примерно в 4800 гигабаррелей (Gbbl), то есть они соответствуют разведанным до настоящего времени ресурсам легкой нефти. Лишь немногие из этих тяжелых сырьевых ресурсов уже разработаны, всего 1-2%. (Рис. 1.3) [219].
Распределение нефтяных запасов
I Тнжелан и сненьтнжелан неф~ь -еше =■ пласте
Я Трздицисннзя неф~ь-неизвленземзн
■ Традиционная нефть-извлекаемая Традиционная нвфтъ-уже добытая
■ Тяжелая и с чень тяжелая нефть- извлекаемая с настоящими технологиями
■ Тяжелая и сненьтянелал неф_ь ->же извлечена
Рисунок 1.3 - Распределение запасов нефти в мире по группам
Около 87% этих ресурсов представлено нефтяными песками и битумами в Канаде, сверхтяжелой нефтью в Венесуэле и тяжелой нефтью в России (Таблица 1.1). Ресурсы Orinoco Belt в Венесуэле оцениваются в 1200 Gbbl и битумов в Канаде около 1700 Gbbl. В последние годы появляется все больше информации о странах бывшего Советского Союза. По разным данным, в России, по -видимому, находится от 600 до 1300 гигабаррелей тяжелых нефтяных и битумных ресурсов. Канада очень богата запасами тяжелой нефти и битума, и, по оценкам OIP, ее запас составляет 400 млрд. м3, что вдвое больше общих запасов обычной нефти на Ближнем Востоке [217].
Только в Alberta запасы нефтяных песков оцениваются примерно в 270 млрд. м3 битума, в основном залегающих в районах Athabasca, Peace River и Cold Lake. Извлекаемые запасы битума в Alberta оцениваются в 300 млрд баррелей (47,7 млрд м3).
В таблице 1. 1 представлены запасы ведущих стран мира и известных в мире месторождений тяжелой нефти согласно последнему статистическому отчету. На
рисунке 1.4 показаны мировые запасы нефти по версии журнала Oil and Gas Journal. На рисунке 1.5 отдельно классифицированы мировые запасы тяжелой нефти и битума.
Таблица 1.1. Запасы нефти по странам на 01.01.2018, млрд. барр. [145]
Страна Запасы нефти % от мировых запасов
Венесуэла* 303,2 17,9
Саудовская Аравия 266,2 15,7
Канада 168,9 10,0
Иран 157,2 9,3
Ирак 148,8 8,8
Россия 106,2 6,3
Кувейт 101,5 6,0
ОАЭ 97,8 5,8
США 50,0 2,9
Ливия 48,4 2,9
Нигерия 37,5 2,2
Казахстан 30,0 1,8
Китай 25,7 1,5
Катар 25,2 1,5
Бразилия 12,8 0,8
Остальные страны 117,4 7,0
* в том числе 224,0 млрд. барр. тяжелой нефти пояса реки Ориноко, ** в том числе 163,4 млрд. барр. нефти канадских нефтяных песков Источник BP Statistical
45 40 35 30 25 20 15 10 5 0
■
1 1 1 1 1 1 1 1........ A k Jk « • » А V А V V
С?
4 V ** ^ I Запасы млрд кубометров
Рисунок 1.4 - Мировые запасы тяжелой нефти на основе публикаций
ScЫumberger (2008)
Рисунок 1.5 - Запасы тяжелой нефти по информации БсЫитЬе^ег [220] 1.3 Запасы тяжелой нефти в Иране
Иран, согласно Всемирному справочнику ЦРУ, имеет второй в мире по величине объем запасов традиционной нефти на уровне 133 гигабаррелей, хотя следует отметить, что и Канада, и Венесуэла имеют большие запасы, если учитывать также нетрадиционную нефть. Иран является вторым по величине владельцем запасов нефти в мире, ему принадлежит примерно 10% мировых запасов нефти.
В Иране доказанные и предполагаемые запасы тяжелой нефти в основном расположены в юго-западной части страны [257]. Эти объекты очень трещиноваты, а породы имеют различную минералогию, например, мергелевые известняки, доломитовые глинистые известняки и др. Месторождения КиИ-е-Mond и Ferdows изучаются двумя иранскими компаниями: Naftkav и Kanaz.
Национальная иранская нефтяная компания решила провести комплексные исследования на месторождении Zaqeh. В таблице 1.2 перечислены возможные месторождения тяжелой нефти. На основе проведенных к настоящему времени исследований залежи пластовой нефти иранских месторождений тяжелой нефти оцениваются в 85,77 MMMSTB [211].
Несмотря на отдельную неофициальную информацию о месторождениях тяжелых нефтей в юго-западной части Ирана, регулярные геологоразведочные исследования начались в 1984 году бурением первой разведочной скважины на глубине 1450 м на антиклинали Kuh-e-Mond. Основными причинами выбора этой структуры в качестве основного объекта для разведки тяжелой нефти были:
- признаки залежи тяжелой нефти на относительно небольшой глубине;
- огромный размер антиклинали;
- географическая близость к Персидскому заливу.
Результаты первого разведочного бурения подтвердили залегание тяжелой нефти в двух отдельных месторождениях Jahrum (Eocene) и Sarvak (Cretaceous). Jahrum в толщину составляет около 450 метров и содержит нефть плотностью 8 градусов API (1014,3 кг/м3). Sarvak имеет толщину 300 метров и нефть плотностью 13-15 градусов API (965,9-979,2 кг/м3). Эти месторождения сформированы карбонатными породами и имеют высокую трещиноватость. Помимо антиклинали Kuh-e-Mond было обнаружено еще несколько месторождений тяжелой нефти, таких как Zaqeh, Paydar и Western Paydar. Все эти месторождения находятся в юго-западной части Ирана. Первичная оценка показывает, что объем нефти в этих объектах составляет несколько миллиардов баррелей. Также была пробурена скважина, которая не подтвердила предполагаемой зоны трещиноватости в пределах областей Jahrum и Sarvak. Наконец, было высказано мнение, что циклическая закачка пара является наиболее подходящим методом добычи для этих месторождений.
Таблица 1.2 - Месторождения тяжелой нефти Ирана
Месторождения Провинция Образование Плотность API Оценочные запасы млн. барр.)
Zadeq Bushehr Pabdeh1 15.78 1249
Sousangerd Khuzestan Asmari, Sarvak-Kajdomi 14 N/A2 -
Paydar Khuzestan Asmari 17-18 816
Sorush Bushehr Kajdomi 14-19 9100
North Pars Bushehr Sarvak Khami 10 10 29000 9000
Kuh-e-Mond Bushehr Jahrum Sarvak 8-10 12-14 30303
Ferdows Bushehr (offshore) Daryan Gadvan Fahlyan Surmeh 1164 20299.85
Bushehr Bushehr Jahrum-Daryan Godvan N/A N/A
Shadegan Khuzestan Sarvak 17-22 N/A
Dehloran Lorestan Asmari 10,4-215 N/A
Cheshmeh-khosh Khuzestan Pabdeh Gurpi-sarvak 17,8 13,8 16,5 N/A
Shakheh Khuzestan Pabdeh Gurpi-sarvak 16-20 13-24 N/A
Mansouri Khuzestan Sarvak Kajdomi N/A N/A N/A
Khoramshahr Khuzestan6 Kajdomi N/A N/A
Darkhuin Khuzestan Bangestan Khami 20-22 14-18 N/A
Khoramshahr Khuzestan7 Kajdomi N/A N/A
Zireh Bushehr Khami N/A N/A
Kuh-Dara Khuhkiluyeh Daryan-Godvan 21 N/A
Ahwaz Khuzestan Sarvak 10-14 N/A
Golshan Khuzestan Jahrum-Sarvak N/A N/A
1 Не определено
2 Не доступны
3 Совокупно по двум образованиям
4 Среднее
5 Не определено
6-7 Это образование частично расположено в Ираке
В целом, породами, несущими важные залежи тяжелой нефти в Иране, являются известняк и доломит, возраст которых меняется от мела до эоцена. Залежи тяжелой нефти имеют в основном антиклинальные структуры и расположены в юго-западной части Ирана (район Загроса).
1.3.1 Иранские залежи тяжелой нефти, расположенные на суше
Месторождение Е^-е-Мо^
Структура КиИ-е-Мо^ представляет собой большую антиклиналь в направлении с северо-запада на юго-восток длиной 90 км (56 миль) и шириной 16 км (10 миль), расположенную на юго-востоке порта Bushehr, вдоль Персидского залива. Структура относительно симметричной антиклинали, где по осевой линии имеются многочисленные тектонические разломы, что вызывает некоторое смещение в центральной части и провалы структуры. Средние провалы Юго-Западной и Северо-Восточной части составляют 17 и 15 миль соответственно. КиЬ-е-Мо^ был открыт впервые в 1931 году, но систематические исследования месторождения начались в 1984 году, первые исследования были проведены на глубине 1450 м. В последнее время PEDEC разрабатывает данное месторождение путем восстановления скважины №6 и бурения скважины №8. Сообщается о производстве 250 баррелей в день.
Месторождение Zaqeh
Структуру месторождения Zaqeh составляет антиклиналь, расположенная на юго-западе Ирана около порта Дейлам ниже южной стороны Rag-e Sefeed и отделенная от этой структуры разломом. Этот складка имеет вертикальное смещение около 1300 м (4265 футов), а его северная часть уходит под южный фланг области Rag-e Sefeed. Область составляет 22 км (13,7 мили) в длину на вершине Asmari (Олиго-Миоцен), а средний провал, измеренный на юге,
составляет около 6. Нижняя и верхняя точки Asmari составляют соответственно 3955 метров (12976 футов) ниже уровня моря и 280 метров (919 футов). В настоящее время сейсмическая информация по месторождению является недостаточной, и для определения места окончания антиклинали Zaqeh необходимы дальнейшие геофизические исследования. Zaqeh был открыт в 1978 году, его тяжелая нефть с плотностью API 15,8° (960,6 кг/м3) ранее добывалась из месторождения Pabdeh (Эоценовый). Пластовое давление в пласте было высоким, около 48,3 МПа (7000 фунтов на квадратный дюйм), что больше нормального давления, наблюдаемого на соседних месторождениях.
Месторождение Pabdeh в основном состоит из сланца и глинистого известняка, который не является благоприятной и перспективной нефтеносной породой, но из-за различных тектонических изменений, таких как складчатость и разломы, представляется возможным образование в этой глинистой породе высокопроницаемой системы трещин.
Похожие диссертационные работы по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», 25.00.17 шифр ВАК
Гидроконверсия атмосферных и вакуумных остатков высоковязких нефтей на катализаторах, синтезированных in situ в реакционной среде2014 год, кандидат наук Магомадов, Эльдар Элиевич
Повышение эффективности систем разработки терригенных и карбонатных залежей месторождений, находящихся на поздней стадии добычи2023 год, кандидат наук Алали Валид
Термические и нетермические методы добычи трудноизвлекаемой вязкой нефти пластов Сеноманского горизонта2019 год, кандидат наук Мишин Александр Сергеевич
Композиции поверхностно-активных веществ и аддукта неорганической кислоты на основе глубоких эвтектических растворителей (ГЭР) для увеличения нефтеотдачи высоковязких нефтей и их влияние на состав и свойства нефтей2022 год, кандидат наук Шолидодов Мехроб Рустамбекович
Повышение эффективности вытеснения нефти с использованием экологически безопасных композиций поверхностно-активных веществ2015 год, кандидат наук Нурутдинов, Азамат Анварович
Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Мостаджеран Гортани Масуд, 2022 год
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Абиров Р.Ж., Мухамедова А.Г., Панабеккызы Б., Еремин Н.А., Абиров Ж.Ж., Нестеркин А.А. Опытно-промышленное внедрение полимерного заводнения на месторождении Южно-Тургайского бассейна // Нефтепромысловое дело, 2016, №5, с.15-19.
2. Агаларова С.В. Моделирование процесса полимерного воздействия на нефтяной пласт // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2019, №11 (556), с.39-45.
3. Амиян В.А., Уголев B.C. Физико-химические методы повышения производительности скважин. - М., Недра, 1970, 279 с.
4. Алмаев Р.Х., Аскаров А.Н. Влияние добавок водорастворимых химических реагентов на устойчивость упругих свойств полимерных растворов к механической деструкции // Нефтяное хозяйство. - 1990, № 7, с.42-45.
5. Алмаев Р.Х., Рахимкулов И.Ф. Основы полимерного воздействия на пласт чередующейся закачкой растворов. // Нефтепромысловое дело, 1992, № 8, с.22-26.
6. Алмаев Р.Х. Применение композиций полимеров и НПАВ для вытеснения нефти// Нефтяное хозяйство, 1993, № 12, с.22-24.
7. Анисимов Н.И. Влияние реологии полимерных растворов на селективность фильтрации в слоисто-неоднородном пласте // Интервал, 2000, №4-5, с.22-23.
8. Анохина Н.В., Кисиленко Б.Е., Ступоченко В.Е. Анализ эксплуатации скважин при полимерном воздействии на Ново-Хазинской площади// Нефтяное хозяйство, 1998, № 9, с.52-55.
9. Анохина Н.В., Желтов Ю.В., Кисиленко Б.Е., Ступоченко В.Е. Эффективность полимерного воздействия в залежах с нефтью повышенной вязкости // Геология нефти и газа, 1988, № 3, с.24-28.
10. Балакин В.В., Власов С.А., Фомин А.В. Моделирование полимерного
заводнения слоисто-неоднородного пласта // Нефтяное хозяйство, 1998, .№1, с.47-48.
11. Басниев К.С. и др. Анализ эффективности новых методов и агентов полимерного заводнения для повышения коэффициента нефтеизвлечения. - М.: Препринт. ГАНГ им. Губкина, 1998.
12. Береговой А.Н. Увеличение степени нефтеизвлечения полимерными и эмульсионными составами при заводнении пластов // Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук, Бугульма, 2010.
13. Берлин А.В. Физико-химические методы повышения нефтеотдачи. Полимерное воздействие (обзор) Часть I. Физические предпосылки применения полимерных растворов при заводнении пластов // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть», 2011, №1 (22), с.16-25.
14. Берлин А.В. Физико-химические методы повышения нефтеотдачи. Полимерное воздействие (обзор) Часть II. Изучение эффективности полимерного воздействия // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть», 2011, №2 (23), с.20-29.
15. Билинчук А.В., Шульев Ю.В., Власов С.А., Каган Я.М. Эффективность полимерного заводнения на ранних этапах применения системы поддержания пластового давления применительно к юрским отложениям Западной Сибири // Нефтяное хозяйство, 2006, №10, с.137-141.
16. Бондаренко А.В., Севрюгина А.В., Ковалевский А.И., Кириллов Д.А. Итоги опытно-промышленных работ по полимерному заводнению на Москудьинском месторождении // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2019, №6, с.61-65.
17. Бондаренко А.В., Барковский Н.Н., Сюр Т.А., Якимов О.И., Севрюгина А.В., Михайлов Н.Н. Лабораторные исследования по обоснованию технологии полимерного заводнения для конкретных геолого-физических условий объектов разработки нефтяных месторождений // Геология, геофизика и разработка
нефтяных и газовых месторождений, 2016, №10, с.34-42.
18. Бондаренко А.В., Фархутдинова П.А., Кудряшова Д.А. Методы определения эффективности опытно-промышленных работ по полимерному заводнению на Шагирто-Гожанском месторождении // Нефтяное хозяйство, 2016, №2, с.70-72.
19. Бондаренко А.В., Кудряшова Д.А. Применение гидродинамического моделирования для оценки прогнозной эффективности полимерного заводнения на Москудьинском месторождении // Нефтяное хозяйство, 2015, №10, с.102-105.
20. Бондаренко А.В., Попова Н.С. Промыслово-геофизические и гидродинамические исследования при проектировании и реализации технологии полимерного заводнения на нефтяных месторождениях Пермского края // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2016, №4, с.15-18.
21. Бондаренко А.В. Экспериментальное сопровождение опытно-промышленных работ по обоснованию технологии полимерного заводнения в условиях высокой минерализации пластовых и закачиваемых вод // Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук, Москва, 2017.
22. Брезицкий С.В., Власов С.А., Каган Я.М. О методике оценки концентрации полимерного раствора и объема оторочки, достаточного для успешной реализации полимерного заводнения //Нефтяное хозяйство, 2010, №10, с.90-94.
23. Бриза К. Обоснование технологии полимерного заводнения залежей высоковязких нефтей (на примере месторождения Жданице - Чешская Республика) // Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук, Санкт-Петербург, 2010.
24. Бриза К., Максютин А.В. Результаты экспериментальных исследований и промысловых испытаний технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождении Жданице (Чешская Республика) // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2009, №11, с.32-36.
25. Владимиров И.В., Дель Торо Фонсека Д.А., Пичугин О.Н. Изучение
эффективности применения технологий полимерного заводнения и водогазового воздействия на залежи высоковязкой нефти с суперколлектором// Нефтепромысловое дело, 2013, №11, с.17-26.
26. Владимиров И.В., Пичугин О.Н. Влияние типа геологического разреза продуктивного пласта на технологическую эффективность применения технологий теплового воздействия и полимерного заводнения // Нефтепромысловое дело, 2013, №11, с.40-46.
27. Владимиров И.В., Пичугин О.Н. Исследование выработки запасов высоковязкой нефти из послойно неоднородного по проницаемости коллектора с применением полимерного заводнения и теплового воздействия// Нефтепромысловое дело, 2013, №11, с.31-40.
28. Владимиров И.В., Шаймарданов М.Н., Задорожный Е.В., Хазов С.И., Гнилицкий Р.А. Исследование выработки запасов нефти из послойно неоднородного по проницаемости пласта с применением полимерного заводнения// Нефтепромысловое дело, 2012, №9, с.5-12.
29. Владимиров И.В., Литвин В.В., Абдульмянов С.Х., Хазов С.И., Чусовитин А.А. Особенности полимерного заводнения в условиях проявления структурно -механических свойств нефти // Нефтепромысловое дело, 2012, №10, с.5-9.
30. Власов С.А., Краснопевцева Н.В., Каган Я.М., Фомин А.В., Рязанов А.П. Новые перспективы полимерного заводнения в России//Нефтяное хозяйство, 1998, №5, с.46-49.
31. Волгин Е.Р., Торопов К.В., Лапин К.Г., Химченко П.В., Нафиков И.Ф. Лабораторные исследования реологических свойств полимерных растворов как важнейший этап обоснования технологии полимерного заводнения // Нефть. Газ. Новации, 2020, №7 (236), с.43-49.
32. Габдрахманов А.Г., Асмаловский В.С., Исламов Ф.Я. и др. Закачка загущенной воды в пласт // Нефтяное хозяйство, 1979, № 2, с.22-26.
33. Габдуллин А.А., Зарипова Н.Р., Майский Р.А. Моделирование процесса
полимерного заводнения для увеличения нефтеотдачи на примере месторождения Башкортостана // Символ науки, 2017, №12, с.16-19.
34. Григоращенко Г.И., Зайцев Ю.В., Кукин В.В. и др. Применение полимеров в добыче нефти. М., «Недра». 1978. - 213 с.
35. Грищенко А.С., Рыжов С.Л., Власов С.А., Каган Я.М., Мохель А.Н., Сурков А.Г. Опытно-промышленные работы по полимерному заводнению на Новогодней залежи пласта ЮВ1 Самотлорского месторождения // Вестник ЦКР Роснедра, 2009, №2, с.66-75.
36. Гуйцзян Ван, Цзянь Оуан Сяолин Ии. Исследование эффективности сополимера при полимерном заводнении нефтяного месторождения Дакуинг // Химия и технология топлив и масел, 2011, №4 (566), с.14-17.
37. Еремин Н.А., Золотухин А.Б., Назарова Л.Н., Черников О.А. Выбор метода воздействия на нефтяную залежь. - М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 1995, 190 с.
38. Еремин Н.А., Сурина В.В., Приказчикова М.С. Оценка применения полимерного заводнения с использованием теории нечетких множеств // Нефтяное хозяйство, 1994, №4, с.54-57.
39. Желтов Ю.П., Липовецкая И.П., Хавкин А.Я. Влияние вещественного состава породы-коллектора на эффективность вытеснения нефти полимерными растворами // Нефтяная промышленность. Серия Нефтепромысловое дело и транспорт нефти, 1985, № 6, с.1-3.
40. Желтов Ю.В., Зак С.А. Оценка эффективности процесса полимерного воздействия//Нефтяное хозяйство, 1987, № 4, с.45-46.
41. Задорожный Е.В., Литвин В.В., Хазов С.И., Владимиров И.В. Исследование эффективности применения большеобъемных оторочек полимерного раствора в зависимости от выработки запасов нефти двухпластовой системы коллекторов // Нефтепромысловое дело, 2012, №11, с.67-72.
42. Задорожный Е.В., Литвин В.В., Хазов С.И., Владимиров И.В. Определение
оптимального периода для начала применения постоянного полимерного заводнения // Нефтепромысловое дело, 2012, №11, с.65-67.
43. Зайнуллин Ф.А. К проблеме применения экологически безопасных реагентов при полимерном заводнении // Научно-технический вестник Поволжья, 2012, №6, с.15-21.
44. Закенов С.Т., Нуршаханова Л.К. Проблемы повышения нефтеотдачи и опыт реализации полимерного заводнения в условиях разработки месторождения Каламкас // Технологии нефти и газа, 2020, №2 (127), с.38-40.
45. Золотухин А.Б. Моделирование процессов извлечения нефти из пластов с использованием методов увеличения нефтеотдачи. - М.: МИНГ, 1990. - 267 с.
46. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. - М.: Наука, 2000, 414 с.
47. Иванцов Н.Н. Исследование фильтрации полимерных растворов в слабосцементированном коллекторе // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика, 2018, Т.4, №2, с.136-150.
48. Калинин И.А., Бабуров В.Н., Гуляев П.Н., Губина А.И. Возможные эффекты применения технологии долговременного акустического воздействия и полимерного заводнения месторождения нефти// Каротажник, 2016, №10 (268), с.106-114.
49. Касим Б.М.Н. Полимерное заводнение в сложно-построенных коллекторах при учете локальных нелинейных эффектов // Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук, Москва, 2001.
50. Кладова А.В., Черепанова Н.А., Шамсутдинова Е.В. Выбор марки полимера для технологии полимерного заводнения // Нефтепромысловое дело, 2018, №10, с.63-67.
51. Коваленко И.В., Корякин Ф.А. Оценка перспективности применения полимерного заводнения на пластах ПК1 -3 Восточно-Мессояхского
месторождения // Нефтяное хозяйство, 2018, №9, с.102-1-5.
52. Кудряшова Д.А. Определение оптимального режима работы нагнетательных скважин при полимерном заводнении // Инновационные процессы в исследовательской и образовательной деятельности, 2017, Т.1, с.32-36.
53. Кукин В.В., Соляков Ю.В. Применение водорастворимых полимеров для повышения нефтеотдачи пластов. Серия "Нефтепромысловое дело": обзор. информ., 1982, Вып. 21(45).
54. Кукин В.В. Применение загустителей для повышения нефтеотдачи пластов// В сб.: Геология и разработка нефтяных месторождений, - М.: Наука, - 1969, с.43-46.
55. Латыпов Р.Т., Нечаев А.С., Шмидт А.А. Полимерное заводнение на высокоминерализованных водах в условиях Поволжского региона // Нефть. Газ. Новации, 2015, №7, с.22-27.
56. Легаев П.В., Собослаи М.Г., Игнатенко А.В. Успешный опыт применения полимерного заводнения на зрелом месторождении // Нефть. Газ. Новации, 2020, №2 (231), с.24-28.
57. Литвин В.В., Самойлов М.В., Власов С.А., Каган Я.М., Кудряшов Б.М. Полимерное заводнение на опытном участке Самотлорского месторождения // Бурение и нефть, 2009, №3, с.52-55.
58. Литвин В.В., Самойлов М.В., Власов С.А., Каган Я.М., Кудряшов Б.М. Полимерное заводнение на опытном участке Самотлорского месторождения // Бурение и нефть, 2009, №4, с.34-37.
59. Лю Икунь, Чжун Хойин, Пэн Сяоцзуань, Чжао Чанлян. Факторы, определяющие эффективность охвата микропор пласта заводнением вязкоупругими полимерными растворами // Химия и технология топлив и масел, 2015, №2 (588), с.18-21.
60. Лядова Н.А., Распопов А.В., Мужикова Л.Н., Бондаренко А.В., Анурьев М.К., Черепанов С.С., Балдина Т.Р. Опыт применения третичных методов
увеличения нефтеотдачи на месторождениях Пермского региона // Нефтяное хозяйство, 2015, №7, с.92-95.
61. Лядова Н.А., Распопов А.В., Бондаренко А.В., Ковалевский А.И., Черепанов С.С., Балдина Т.Р. Перспективы применения полимерного заводнения на месторождениях Пермского региона // Нефтяное хозяйство, 2016, №6, с.94-96.
62. Мазо А.Б., Поташев К.А., Баушин В.В., Булыгин Д.В. Расчет полимерного заводнения нефтяного пласта по модели фильтрации с фиксированной трубкой тока // Георесурсы, 2017, Т.19, №1, с.15-20.
63. Малютина Г.С., Свиридова В.А. О процессе вытеснения высоковязкой нефти из пористой среды раствором полимера// Нефтепромысловое дело, 1976, №9, с.12-14.
64. Мартос В.Н. Применение полимеров в нефтедобывающей промышленности - М.: ВНИИОЭНГ, 1974, 97 с.
65. Михайлов Н.Н., Закенов С.Т., Кийнов К.К., Бондаренко А.В., Нуршаханова Л.К., Ли Кай. Опыт реализации технологии полимерного заводнения на нефтяных месторождениях в условиях высокой минерализации пластовых и закачиваемых вод // Нефтяное хозяйство, 2019, №4, с.74-78.
66. Михайлов Н.Н., Бондаренко А.В., Ковалевский А.И., Ли К. Влияние структуры порового пространства пород-коллекторов на эффективность реализации технологии полимерного заводнения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2019, №4, с.35-40.
67. Мищенко И.Т., Кондратюк А.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. - М.: Нефть и газ, 1996, 190 с.
68. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. - М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2015, 448 с.
69. Мищенко И.Т. Трудноизвлекаемые запасы и осложнения при разработке и эксплуатации месторождений углеводородов. - М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2015, 138 с.
70. Мищенко И.Т., Губанов В.Б., Мовеаз А. Физическое моделирование процесса вытеснения высоковязких нефтей применительно к условиям месторождений Сирии // Нефтепромысловое дело, 1999, №12, с.21-23.
71. Мищенко И.Т. Эксплуатация скважин и добыча нефти из обводняющихся месторождений. - М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2015, 431 с.
72. Мордвинов В.А., Поплыгин В.В., Поплыгина И.С. Варианты полимерного заводнения залежи с высоковязкой нефтью // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело, 2015, № 14, с.39-51. DOI: 10.15593/2224-9923/2015.14.5
73. Мостаджеран М.Г., Телков В.П. Анализ полимерного заводнения как технологии повышения эффективности выработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей Ирана. Материалы II Международной научно-практической конференции «Булатовские чтения», Краснодар, 2018, Том 2, часть 2, с.33-38.
74. Мостаджеран М. Анализ эффективности полимерного заводнения с помощью искусственного интеллекта. Материалы XI Международной научно-практической конференции «Новейшие технологии освоения месторождений углеводородного сырья и обеспечение безопасности экосистем Каспийского шельфа», Астрахань, 2020, с. 81-83.
75. Мостаджеран М.Г., Телков В.П., Хадавимогаддам Ф. Исследование микроволнового воздействия на месторождениях тяжелой нефти. Материалы VIII Международной научно-практической конференции обучающихся, аспирантов и ученых «Опыт, актуальные проблемы и перспективы развития нефтегазового комплекса», Нижневартовск, 2018, с.237-243.
76. Мостаджеран Г.М., Телков В.П., Мищенко И.Т., Хадавимогаддам Ф. Оптимизация полимерного заводнения на месторождении тяжелой нефти (на примере месторождения Ирана) // Территория Нефтегаз, 2019, №12, с.40-44.
77. Мостаджеран М.Г., Телков В.П., Ю Хао. Оценка полимерного заводнения для повышения эффективности вытеснения тяжелых, высоковязких нефтей (на
примере месторождения Ирана). Материалы Национальной научно-практической конференции «Нефть и газ: технологии и инновации», Тюмень, 2020, Том 1, с.157-159.
78. Мостаджеран М. Оценка эффективности полимерного заводнения применительно к одному из объектов - месторождений тяжелой нефти Ирана. Материалы XI Международной научно-практической конференции «Новейшие технологии освоения месторождений углеводородного сырья и обеспечение безопасности экосистем Каспийского шельфа», Астрахань, 2020, с.83-88.
79. Мостаджеран М., Телков В.П. Экспериментальное исследование полимерного заводнения в одном из пластов, содержащих тяжелую нефть. Материалы IV Международной научно-практической конференции «Булатовские чтения», Краснодар, 2020, Том 2, с.328-332.
80. Мостаджеран Г.М., Телков В.П., Хадавимогаддам Ф. Экспериментальное исследование влияния типа полимера и его концентрации в растворе при проведении полимерного заводнения пластов, содержащих тяжелые нефти, на коэффициент извлечения нефти на примере месторождения Ирана // Территория Нефтегаз, 2020, №1-2, с.30-36.
81. Мухаматдинов И.И., Алиев Ф.А., Ситнов С.А., Вахин А.В., Солодов В.А. Исследование реологического поведения системы раствор полимера - порода // Нефтяное хозяйство, 2016, №11, с.121-123.
82. Нажису, Ерофеев В.И. Исследование и применение технологии полимерного заводнения для повышения нефтеотдачи пластов // Успехи современного естествознания, 2018, №11-2, с.420-424.
83. Назарова Л.Н. Разработка нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. - М.: Изд. центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2011, 156 с.
84. Нгиа Т.Т., Велиев М.М., Хой Ч.К. Разработка полимерных водорастворимых композиций и методов регулирования их реофизических свойств для увеличения
коэффициента вытеснения нефти при заводнении залежи нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр» // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов, 2015, № 4 (102), с.66-75.
85. Нестеркин А.А., Игнатенко А.В., Энгельс А.А., Ибраев Д.А. Обзор критериев успешности применения технологии полимерного заводнения на примере одного из месторождений // Нефть. Газ. Новации, 2019, №10 (227), с.56-63.
86. Осуществление полимерного заводнения на некоторых месторождениях США // Экспер. информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи. - М., 1990, № 1, с.39-44.
87. Полищук A.M., Суркова Е.М. Эффективность вытеснения нефти из пористой среды полимерными растворами//Нефтяное хозяйство, 1979, №4, с. 5053.
88. Пятибратов П.В. Гидродинамическое моделирование разработки нефтяных месторождений. - М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2015, 167 с.
89. Рафикова К.Р. Применение методов полимерного заводнения с целью увеличения нефтеотдачи пласта // Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института, 2015, Т.13, №1, с 64-68.
90. Сабахова Г.И., Рафикова К.Р., Хисаметдинов М.Р., Нуриев Д.В., Зарипов А.Т. Зарубежный опыт применения методов увеличения нефтеотдачи // Нефть. Газ. Новации, 2015, №4, с.24-30.
91. Сабырбаева Г.С., Хадиева А.С. Применение полимерного заводнения залежи с высоковязкой нефтью // Polish Journal of Science, 2020, №23-2 (23), с.16-19.
92. Серебряков А.Ю., Балепин А.А., Сахаров А.М. Экспериментальная оценка разновидностей полимерного заводнения // Наука и технология углеводородов, 2003, №2, с.73-74.
93. Солянов В.В., Кукин В.В., Меркулов В.П. и др. Исследование нефтеотдачи
при вытеснении нефти загущенной водой // Тр. Гипровостокнефть. - Вып. 16, 1973, с.34-39.
94. Стрижнев К.В., Громан А.А., Кузьмин М.И., Румянцева Е.А. Обоснование и разработка технологии полимерного заводнения в слоисто-неоднородном пласте для повышения эффективности извлечения запасов // Нефтяное хозяйство, 2011, №12, с.34-37.
95. Телков В.П., Мостаджеран М.Г. Возможности полимерного заводнения для эффективного извлечения тяжелых высоковязких нефтей из пластов. - Сборник тезисов докладов Международной научно-практической конференции "Наука и технологии в нефтегазовом деле", Краснодар, ФГБОУ ВО «КубГТУ», 2018, с.150-152.
96. Телков В.П., Мостаджеран М. Возможности современного полимерного заводнения как инструмента повышения эффективности выработки залежей высоковязкой нефти и нефти повышенной вязкости. Коллективная монография по материалам X Всероссийской научно-технической конференции «Современные проблемы геологии, геофизики и геоэкологии Северного Кавказа», Москва, 2020, Том X, Часть 1, с.496-500.
97. Телков В.П., Ким С.В., Мостаджеран М. Новые возможности использования полимерных растворов для разработки месторождений тяжелой нефти, нефти повышенной и высокой вязкости. - Сборник материалов научно-практической конференции "Достижения, проблемы и перспективы развития нефтегазовой отрасли", Альметьевск, Воронеж, "Издат-Принт", 2016, с.454-461.
98. Телков В.П., Мостаджеран М. Особенности разработки месторождений, содержащих высоковязкую и тяжелую нефть, на территории Ирана. - Материалы докладов XIII Международной конференции "Ресурсовоспроизводящие, малоотходные и природоохранные технологии освоения недр", Москва-Тбилиси, 2014, с.162-164.
99. Телков В.П., Мостаджеран М.Г. Оценка критериев применения полимерного
заводнения для вытеснения тяжелых, высоковязких нефтей Ирана. - Экспозиция Нефть Газ, 2018, №4 (64), с. 52-55.
100. Телков В.П., Каримов А.К., Мостаджеран М.Г., Ким С.В., Юсупходжаев М.А. Повышение нефтеизвлечения на месторождениях высоковязкой и тяжелой нефти с помощью полимерного заводнения. - Нефтяное хозяйство (SCOPUS), 2018, №5, с.60-63.
101. Телков В.П., Ким С.В., Мостаджеран М. Повышение эффективности вытеснения высоковязких нефтей полимерными растворами. - Труды XXI Международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых, посвященного 130-летию со дня рождения профессора М.И. Кучина "Проблемы геологии и освоения недр", Томск, Изд-во Томского политехнического университета, Т.2, 2017, с. 148-150.
102. Тогашева А.Р., Есказы М.О. Определение потенциальных участков для полимерного заводнения на месторождении // Наука и современное общество: взаимодействие и развитие, 2016, №1 (3), с.1522-155.
103. Тома А., Саюк Б., Абиров Ж., Мазбаев Е. Полимерное заводнение для увеличения нефтеотдачи на месторождениях легкой и тяжелой нефти // Территория Нефтегаз, 2017, №7-8, с.58-68.
104. Ты Т.Н., Велиев М.М., Чан К.Х., Иванов А.Н. Особенности применения технологии вытеснения нефти полимерными растворами в слоисто-неоднородном пласте месторождения Белый Тигр // Нефтяное хозяйство, 2017, №3, с.90-93.
105. Усманов Р.Х., Кудлаева Н.В., Талипов И.Ф. Современные подходы к увеличению нефтеотдачи и совершенствованию системы поддержания пластового давления на Еты-Пуровском месторождении // Нефтяное хозяйство, 2009, №8, с.54-57.
106. Фаррахов И.М., Бурханов Р.Н., Ханнанов М.Т. Закономерности изменения оптических свойств добываемой нефти при полимерном заводнении
Архангельского месторождения// Нефть, газ и бизнес, 2010, №3, с.66-69.
107. Федорова А.Ф., Шиц Е.Ю., Портнягин А.С. Изучение возможностей применения полимерного заводнения на Иреляхском ГНМ // Нефтепромысловое дело, 2010, №11, с.24-28.
108. Федорова А.Ф., Портнягин А.С. Оценка эффективности применения полимерного заводнения на нефтяных месторождениях юго-западной Якутии // Технические науки - от теории к практике, 2013, №17-1, с.97-101.
109. Филатов М.А., Вишняков А.Ю., Турбаков М.С., Илюшин П.Ю. Моделирование полимерного заводнения при разработке Москудьинского нефтяного месторождения // Нефтяное хозяйство, 2013, №8, с.93-95.
110. Хавкин А.Я., Балакин В.В., Табакаева Л.С. О влиянии проницаемости пластов на выбор технологии полимерного воздействия // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 1997, № 2, с.46.
111. Хадави М.М., Мостаджеран Г.М., Хадавимогаддам Ф. Искусственный интеллект в нефтяной технике. Сборник научных трудов XIII Международного научно-технического конгресса студенческого отделения общества инженеров-нефтяников, Тюмень, 2019, с.176-179.
112. Хадавимогаддам Ф., Мостаджеран М.Г. Использование искусственного интеллекта при добыче нефти. Материалы X Международной интернет-конференции молодых ученых, аспирантов, студентов «Инновационные технологии: теория, инструменты, практика», Изд-во ПНИПУ, 2019, с. 56-60.
113. Хадавимогаддам Ф., Мостаджеран М., Мищенко И.Т., Телков В.П. Оценка полимерного заводнения в коллекторе тяжелой нефти с использованием искусственной нейронной сети // Газовая промышленность, 2019, №12, с.34-38.
114. Хаолян Д., Максимова Т.Н. Воздействие полимерного заводнения на коллекторские свойства месторождения Гудао // Естественно-гуманитарные исследования, 2013, №2(2), с.139-143.
115. Химченко П.В. Алгоритм внедрения технологии полимерного заводнения от
лаборатории до реализации на новых и выработанных месторождениях // Нефть. Газ. Новации, 2017, №8, с.30-43.
116. Химченко П.В. Новые принципы в применении технологии полимерного заводнения как одного из методов повышения нефтеотдачи пластов // Бурение и нефть, 2014, №3, с.36-37.
117. Химченко П.В. Обоснование выбора полимера и композиции на основе полиакриламида для полимерного заводнения на месторождениях с высокой температурой и минерализацией// Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук, Москва, 2019.
118. Химченко П.В. Опыт успешного внедрения пилотного проекта по полимерному заводнению компании БОТ: от проектирования до эксплуатации // Нефть. Газ. Новации, 2015, №8, с.6-7.
119. Хисамутдинов Н.И., Шаймарданов М.Н., Литвин В.В., Хазов С.И. обоснование выбора объекта под полимерное воздействие на примере пластов АВ1-3 и АВ2-3 Самотлорского месторождения // Нефтепромысловое дело, 2012, №11, с.54-59.
120. Хисамутдинов Н.И., Шаймарданов М.Н., Хазов С.И., Самойлов М.В. Численные исследования изменения технологических параметров при полимерном заводнении // Нефтепромысловое дело, 2012, №11, с.65-67.
121. Черемисин А.Н., Толстолыткин Д.В., Орлова Н.С. Особенности моделирования полимерного заводнения в современных гидродинамических симуляторах // Наука и ТЭК, 2012, №3, с.39-43.
122. Черепанова Н.А. Обобщение опыта применения полимерного заводнения и критериев выбора полимера // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2015, №10, с.48-52.
123. Чуйко А.И., Фаткуллин А.А., Суфьянов И.Т., Давыдкина Л.Е. Разработка и апробация методического подхода к подбору химических технологий повышения нефтеотдачи и рабочих реагентов для их реализации // Нефть. Газ. Новации, 2012,
№11 (166), с.20-23.
124. Швецов И.А. Пути совершенствования полимерного заводнения // Нефтяная промышленность, 1989, Вып.21 (41), с.38-41.
125. Швецов И.А., Бакаев Г.А., Кабо В.Я. и др. Состояние и перспективы применения полимерного воздействия на пласт // Нефтяное хозяйство, 1994, №4, с.37-41.
126. Шиц Е.Ю., Федорова А.Ф., Портнягин А.С. Исследование реологических и вытесняющих свойств водных растворов натриевой соли карбоксиметилцеллюлозы, как этап в реализации метода полимерного заводнения на месторождениях нефти Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области (НБНГ) // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР, 2014, №3, с.65-70.
127. Щерба В.А., Гомес Антониу Шикуна Суами, Воробьев К.А. Экономическое обоснование применения полимерного заводнения в глубоководных морских месторождениях высоковязкой нефти для увеличения нефтеотдачи в Республике Ангола // Вестник евразийской науки, 2019, Т.11, №1, с.47.
128. Энгельс А.А., Нестеркин А.А., Ибраев Д.А., Ибраев Д.А. Оценка величины пост-эффекта при завершении полимерного заводнения нефтяной залежи // Нефть. Газ. Новации, 2018, №1, с.34-37.
129. Abbas S., Donovan J.C., Sanders A. (2013) Applicability of hydroxyethylcellulose polymers for chemical EOR. In: SPE Enhanced Oil Recovery Conference. Soc. Pet. Eng. J. SPE-165311-MS. doi: 10.2118/165311-MS.
130. Abidin A., Puspasari T., Nugroho W. (2012) Polymers for enhanced oil recovery technology. Procedia Chem 4:11-16. doi: 10.1016/j. proche.2012.06.002.
131. Agrawal A., Chatterjee I., Voordouw G., Lomans B., Kuijvenhoven C., Henderson J. (2011) Determining microbial activities in fracture fluids compromising water reuse or disposal. In: SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. Soc. Pet. Eng. J. doi: 10.2118/ 141352-MS.
132. Agrawal A., Lal B. (2009) Rapid detection and quantification of bisulfite reductase genes in oil field samples using real-time PCR. FEMS Microbiol Ecol 69:301-312. doi: 10.1111/j.1574-6941.2009.00714.x.
133. Aksenov M., Lachugin D., Nukhaev M., Rymarenko K., Telkov V., Vologodskiy K., Gaidukov L., Khramov D. Specifics and challenges of heavy oil production in Northern Siberia illustration based on biggest heavy oil project in Russia - paper SPE 165552 presented at the 2013 SPE Heavy Oil Conference Canada, Calgary, Alberta, Canada, 11-13 June 2013. doi: 10.2118/165552-MS.
134. Al-Adasani A., Bai B. (2010) Recent developments and updated screening criteria of enhanced oil recovery techniques. In: International Oil and Gas Conference and Exhibition in China. Soc. Pet. Eng. J. SPE-130726-MS. doi: 10.2118/130726-MS.
135. Algharaib M., Alajmi A., Gharbi R. 2014. Improving polymer flood performance in high salinity reservoirs // J. Pet. Sci. Eng. 2014. Vol. 115. P. 17-23.
136. Alkafeef A.F., Zaid A.M. Review of and outlook for enhanced oil recovery techniques in Kuwait oil reservoirs // Proc. Int. Petroleum Technol. Conf. Dubai: IPTC, 2007. IPTC-11234-MS.
137. Al-Saadi F.S., Al-Subhi H.A., Al-Siyabi H. Recovery Factor Estimation in EOR Polymer Flood Project: Field Case // Proc. SPE EOR Conf. Oil and Gas West Asia. Muscat: SPE, 2014. SPE-169694-MS.
138. Al-Sulaimani H., Joshi S., Al-Wahaibi Y., Al-Bahry S., Elshafie A., Al-Bemani A. (2011) Microbial biotechnology for enhancing oil recovery: current developments and future prospects. Biotechnol Bioinf Bioeng 1:147-158.
139. Alzayer H., Sohrabi M. Numerical simulation of improved heavy oil recovery by low-salinity water injection and polymer flooding // Proc. SPE Saudi Arabia section technical symposium and exhibition. Al-Khobar: SPE, 2013. SPE-165287-MS.
140. Asghari K., Nakutnyy P. (2008) Experimental results of polymer flooding of heavy oil reservoirs. Paper 2008-189 presented at the Canadian International Petroleum Conference, Calgary Canada, June 17-19, 2008.
141. Azad M.S., Trivedi J.J. Quantification of the Viscoelastic Effects During Polymer Flooding: A Critical Review. SPE Journal 24(06). DOI: 10.2118/195687-PA.
142. Bondino I., Nguyen R., Hamon G., et al. Tertiary polymer flooding in extra-heavy oil: an investigation using 1D and 2D experiments, core scale simulation and porescale network models [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.jgmaas.com/SCA/2011/SCA2011-18.pdf (дата обращения: 25.11.2019).
143. Brown, Lewis R. (1984) Method for increasing oil recovery. Google Patents. U.S. Patent № 4,475,590. 9 Oct. 1984.
144. Castro R., Perez R., Maya G., Quintero H., Jimenez R., Garcia H., Quintero L. Применение полимерного заводнения для увеличения коэффициента извлечения нефти // Георесурсы, 2016, Т18, №4-1, с.271-280.
145. Canadian National Energy Board: "Canada's oil sand: opportunities and challenges to 2015"; May 2004.
146. Carcoana A. Applied enhanced oil recovery. Prentice-Hall, USA, 1992.- p. 152.
147. Cense A., Berg S., Bakker K., Jansen E. Direct visualization of designer water flooding in model experiments // Proc. SPE Enhanced Oil Recovery Conf. Kuala Lumpur: SPE, 2011. SPE-144936-MS.
148. Chang H.L. (1978) Polymer flooding technology yesterday, today, and tomorrow. J Pet Technol 30:1,113-111,128. doi: 10.2118/7043-PA.
149. Chatterji J., Borchardt J. (1981) Applications of water-soluble polymers in the oil field. J Pet Technol 33:2,042-042,056. doi: 10.2118/9288-PA.
150. Chen Q., Wang Y., Lu Z., Feng Y. (2013) Thermoviscosifying polymer used for enhanced oil recovery: rheological behaviors and core flooding test. Polym Bull 70:391-401. doi: 10.1007/s00289-012-0798-7.
151. Clarkson C.R., Jensen J.L., Pedersen P.K., Freeman M. Innovative methods for flow-unit and pore-structure analyses in a tight siltstone and shale gas reservoir // AAPG Bulletin. 2012. Vol. 96. No. 2. P. 355-374.
152. Cohen Y., Christ F. (1986) Polymer retention and adsorption in the flow of polymer solutions through porous media. SPE Reserv Eng 1:113-118. doi: 10.2118/12942-PA.
153. Craig F.F. (1971) The reservoir engineering aspects of waterflooding, vol 3. H.L. Doherty Memorial Fund of AIME, New York, pp 45-47.
154. Das P., Konale S., Kothamasu R. (2014) Effect of salt concentration on base-gel viscosity of different polymers used in stimulation fluid systems. In: SPE/EAGE European unconventional resources conference and exhibition. Soc. Pet. Eng. J. SPE 167786.
155. Dawson R., Lantz R.B. (1972) Inaccessible pore volume in polymer flooding. Soc Pet Eng J 12:448-452. doi: 10.2118/3522-PA.
156. Delamaide E., Moe Soe Let K., Bhoendie K., Paidin W.R., Jong-A-Pin S. Interpretation of the Performance Results of a Polymer Flood Pilot in the Tambaredjo Oil Field, Suriname // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - Society of Petroleum Engineers, 2016. doi: 10.2118/181499-MS.
157. Delamaide E. Polymer flooding of heavy oil-from screening to full-field extension // SPE Heavy and Extra Heavy Oil Conference: Latin America. - Society of Petroleum Engineers, 2014. doi: 10.2118/171105-MS.
158. Drenen K., Roalkvam I., Beeder J., Torsvik T., Steen I.H., Skauge A., Liengen T. (2014) Modeling of heavy nitrate corrosion in anaerobe aquifer injection water biofilm: a case study in a flow rig. Environ. Sci. Technol. 48:8627-8635. doi: 10.1021/es500839u.
159. Du Y., Guan L. (2004) Field-scale polymer flooding: lessons learnt and experiences gained during past 40 years. In: SPE International Petroleum Conference in Mexico. Soc. Pet. Eng. J. SPE-91787-MS. doi: 10.2118/91787-MS.
160. Dunn-Norman S., Gupta A., Summers D.A., Koederitz L., Numbere D.T. (2002) Recovery methods for heavy oil in ultra-shallow reservoirs. In: SPE Western
Regional/AAPG Pacific Section Joint Meeting. Soc. Pet. Eng. SPE-76710-MS. doi: 10.2118/76710-MS.
161. Firozjaii A.M., Saghafi H.R. Review on chemical enhanced oil recovery using polymer flooding: Fundamentals, experimental and numerical simulation, Petroleum, V. 6, I. 2, 2020, Pp. 115-122, doi.org/10.1016/j.petlm.2019.09.003.
162. Fjelde I., Asen S.M., Omekeh A.V. Low salinity water flooding experiments and interpretation by simulations // Proc. SPE Improved Oil Recovery Symposium. Tulsa, OK: SPE, 2012. SPE-154142-MS.
163. Gassara F., Suri N., Stanislav P., Voordouw G. (2015) Microbially enhanced oil recovery by sequential injection of light hydrocarbon and nitrate in low- and high-pressure bioreactors. Environ Sci Technol 49: 12594-12601. doi: 10.1021/acs.est.5b03879.
164. Hadavimoghaddam F., Mostajeran Gortani M. Evaluation of an Iranian oil reservoir using COMSOL MultiPhysics. Abstracts of International Youth Scientific & Practical Congress «Oil&Gas Horizons», Moscow, 2018, p.83.
165. Haykin S.S. Neural Networks: A Comprehensive Foundation. 2 ed. Upper Saddle River, NJ: Prentice Hall, 1998.
166. Han M., Xiang W., Zhang J., Jiang W., Sun F. (2006) Application of EOR technology by means of polymer flooding in Bohai oil fields. SPE 104432 presented at SPE International Oil and Gas Conference and Exhibition, Beijing China, 5-7 December 2006.
167. Highlighting Heavy Oil, article in Oilfield Review, summer 2006, pp. 34-53.
168. Holm L., Robertson S.D. (1981) Improved micellar/polymer flooding with high-pH chemicals. J Pet Technol 33:161-172. doi: 10.2118/7583-PA.
169. Hosseini B.K., Chalaturnyk R.J. Streamline-based reservoir geomechanics coupling strategies for full field simulations // Proc. 14th European Conf. Mathematics of Oil Recovery. Catania, 2014.
170. Hryc A., Hochenfellner F., Best R. Ortiz, Maler S., Freedman P. Development of a Field Scale Polymer Project in Argentina // SPE Improved Oil Recovery Conference. - Society of Petroleum Engineers, 2018. doi: 10.2118/190326-MS.
171. Hryc A., Hochenfellner F., Best R. Ortiz, Maler S., Puliti R.. Evaluation of a Polymer Injection Pilot in Argentina // SPE Latin America and Caribbean Heavy and Extra Heavy Oil Conference. - Society of Petroleum Engineers, 2016. doi: 10.2118/181210-MS.
172. Iino T., Ito K., Wakai S., Tsurumaru H., Ohkuma M., Harayama S. (2015) Iron corrosion induced by nonhydrogenotrophic nitrate-reducing Prolixibacter sp. strain MIC1-1. Appl Environ Microbiol 81:1839-1846. doi: 10.1128/AEM.03741-14.
173. Irvine R.R., Davidson J.C., Edwards S., Kingsbury J., Park H.-J., Tardiff C.A. (2012) Case study of polymer flood pilot in a low permeability Mannville sand of the Western Canadian sedimentary basin using produced water for blending. In: SPE Improved Oil Recovery Symposium. Soc. Pet. Eng. SPE-154050-MS. doi: 10.2118/154050-MS.
174. Jack T.R. (1991) Microbial enhancement of oil recovery. Curr Opin Biotechnol 2:444-449. doi: 10.1016/S0958-1669(05)80154-5.
175. Jewett R., Schurz G. (1970) Polymer flooding-a current appraisal. J Pet. Technol 22:675-684. doi: 10.2118/2545-PA.
176. Kantzas A., Marentette D., Allsopp K. (1999) Utilization of polymer gels, polymer enhanced foams, and foamed gels for improving reservoir conformance. J Can Pet Technol 38(13): 1-8. doi: 10.2118/99-13-58.
177. Kj0niksen A.-L., Beheshti N., Kotlar H.K., Zhu K., Nyström B. (2008) Modified polysaccharides for use in enhanced oil recovery applications. Eur Polym J 44:959967. doi: 10.1016/j.eurpolymj.2008.01.028.
178. Knight B.L., Rhudy J.S. Recovery of High-viscosity crudes by polymer flooding // J. Can. Pet. Technol. 1977. Vol. 16. No. 4. P. 46-56.
179. Koning E., Mentzer E., Heemskerk J. (1988) Evaluation of a pilot polymer flood in the Marmul field Oman. SPE 18092 presented at Annual Technical Conference and Exhibition, Houston Texas, October 2-5 1988.
180. Kryachko Y., Semler D., Vogrinetz J., Lemke M., Links M.G., McCarthy E.L., Haug B., Hemmingsen S.M. (2016) Enrichment and identification of biosurfactant-producing oil field microbiota utilizing electron acceptors other than oxygen and nitrate. J Biotechnol 231:9-15. doi: 10.1016/j.jbiotec.2016.05.014.
181. Kryachko Y., Voordouw G. (2014) Microbially enhanced oil recovery from miniature model columns through stimulation of indigenous microflora with nitrate. Int Biodeterior Biodegrad 96:135-143. doi: 10. 1016/j.ibiod.2014.08.013.
182. Lachke A. (2004) Xanthan—a versatile gum. Resonance 9:25-33.
183. Lake L.W. (1989) Enhanced oil recovery. Society of Petroleum Engineers, Texas, pp 17-39.
184. Lee S., Kim D.H., Huh C., Pope G.A. (2009) Development of a comprehensive rheological property database for EOR polymers. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Soc. Pet. Eng. J. doi: 10.2118/124798-MS.
185. Levitt D., Jackson A., Heinson C., Britton L.N., Malik T., Dwarakanath V., Pope G.A. (2006) Identification and evaluation of high-performance EOR surfactants. In: SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery. Soc. Pet. Eng. J. SPE-100089-MS. doi: 10.2118/100089-MS.
186. Levitt D., Pope G.A. (2008) Selection and screening of polymers for enhanced-oil recovery. In: SPE Symposium on Improved Oil Recovery. Soc. Pet. Eng. J. SPE-113845-MS. doi: 10.2118/113845-MS.
187. Levitt D.B., Slaughter W., Pope G., Jouenne S. (2011) The effect of redox potential and metal solubility on oxidative polymer degradation. SPE Reserv Eval Eng 14:287-298. SPE-129890-PA. doi:10.2118/129890-PA.
188. Littmann W., Kleinitz W., Christensen B., Stokke B., Haugvallstad T. (1992) Late results of a polymer pilot test: performance, simulation adsorption, and xanthan
stability in the reservoir. In: SPE/DOE Enhanced Oil Recovery Symposium. Soc. Pet. Eng. J. SPE-24120-MS. doi: 10.2118/24120-MS.
189. Liu J., Adegbesan K.O., Bai J. Suffield Area, Alberta, Canada - Caen Polymer Flood Pilot Project // SPE Heavy Oil Conference Canada. - Society of Petroleum Engineers, 2012. doi: 10.2118/157796-MS.
190. Liu M., Wang Y., Liao X., Zhao C., Yang Q., Yan R. (2010) Study and application of profile modification in offshore fields. SPE 133812 presented at SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition in Brisbane Australia, 18-20 October 2010.
191. Lucas E.F., Mansur C.R., Spinelli L., Queiros Y.G. (2009) Polymer science applied to petroleum production. Pure Appl Chem 81:473-494. doi: 10.1351/PAC-CON-08-07-21.
192. Luo J., Liu Y., Zhu P. (2006) Polymer solution properties and displacement mechanisms. Enhanced oil recovery: polymer flooding. Petroleum Industry Press, Beijing, pp 1-72.
193. Manichand R., Mogollon J., Bergwijn S., Graanoogst F., Ramdajal R. (2010) Preliminary assessment of Tambaredjo heavy oilfield polymer flooding pilot test. SPE 138728 presented at SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference, Lima Peru, 1-3 December 2010.
194. Martin F. (1975) The effect of hydrolysis of polyacrylamide on solution viscosity, polymer retention and flow resistance properties. In: SPE Rocky Mountain Regional Meeting. Soc. Pet. Eng. J. SPE-5339-MS. doi: 10.2118/5339-MS.
195. M. Mostajeran. Performance of polymer flooding in a heavy oil reservoir (A case Study), the 9th Future petroleum engineers forum, China Beijing China University of petroleum. - 2019, pp. 378-390.
196. M. Mostajeran Gortani. Reservoir simulation study of enhanced oil recovery by polymer flooding. Proceedings of 6th Annual student Energy congress ASEC 2019, Zagreb, 2019, p.15.
197. McInerney M.J., Nagle D.P., Knapp R.M. (2005) Microbially enhanced oil recovery: past, present, and future. In: Ollivier B., Magot M. (ed) Petroleum microbiology. ASM Press, Washington DC, pp 215-238.
198. Mishra S., Bera A., Mandal A. (2014) Effect of polymer adsorption on permeability reduction in enhanced oil recovery. J Pet Eng. doi: 10.1155/2014/395857.
199. Moradi-Araghi A. (2000) A review of thermally stable gels for fluid diversion in petroleum production. J Pet Sci Eng 26:1-10. doi: 10.1016/S0920-4105(00)00015-2.
200. Mostajeran G., Telkov V. Analysis of Electromagnetic heating in Iranian Heavy oil reservoir, Student Technical conference, November 2018 Freiberg Germany. - 2018.
201. Mostajeran Gortani M., Telkov V.P. Simulation of Polymer Flooding in one of the Iranian Heavy Oil Reservoir. Материалы IV Международной научно-практической конференции «Булатовские чтения», Краснодар, 2020, Том 2, стр. 29-32.
202. Muhammed, N.S.; Haq, M.B.; Al-Shehri, D.; Rahaman, M.M.; Keshavarz, A.; Hossain, S.M.Z. Comparative Study of Green and Synthetic Polymers for Enhanced Oil Recovery. Polymers 2020, 12, 2429.
203. Muller G. (1981) Thermal stability of high-molecular-weight polyacrylamide aqueous solutions. Polym Bull 5:31-37. doi: 10.1007/BF00255084.
204. Nasr-El-Din H., Hawkins B., Green K. (1991) Viscosity behavior of alkaline, surfactant, polyacrylamide solutions used for enhanced oil recovery. In: SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. Soc. Pet. Eng. J. SPE-21028-MS. doi: 10.2118/21028-MS.
205. Nimir H.B., Aziz K.A., Kasha A.A. (2013) Rheological properties of guar gum for potential use in enhanced oil recovery in Sudanese oil fields. UofKEJ 3(1):39-45 (February 2013) 3. Available online at www.eiournals.uofk.edu.
206. Noirot J.C., van den Hoek P.J., Zwarts D., et. al. Water injection and water flooding under fracturing conditions // Proc. Middle East Oil Show. Bahrain: SPE, 2003. SPE-81462-MS.
207. Oil & Gas Journal., "World Reserve Outlook"; Vol 103, № 47, pp 24-25, January 2007.
208. Ovalles C., Estrella R., Segerstrom J. Improvement of flow properties of heavy oils using asphaltene modifiers exhibition, 30 October-2 November. Denver. S.P.E. Annual Technical Conference and Exhibition, 2011 Denver, Colorado, U.S.A. (2011).
209. Pajonk O., Schulzeriegert R., Krosche M., et al. Ensemble-based water flooding optimization applied to mature fields // Proc. SPE Middle East Oil and Gas Show and Conf. Manama: SPE, 2011. SPE-142621-MS.
210. Perry B. (1972) Performance history on use of biopolymer in springer sand waterflood in Southern Oklahoma. In: Fall Meeting of the Society of Petroleum Engineers of AIME. Soc. Pet. Eng. J. SPE- 4085-MS. doi: 10.2118/4085-MS.
211. Planckaert M. (2005) Oil reservoirs and oil production. In: Ollivier B., Magot M. (ed) Petroleum Microbiology. ASM Press, Washington DC, pp 3-19.
212. Pye D.J. (1967) Water flooding process. Google Patents. U.S. Patent № 3, 343,601.
213. Rabiee A., Ershad-Langroudi A., Zeynali M.E. (2015) A survey on cationic polyelectrolytes and their applications: acrylamide derivatives. Rev Chem Eng 31:239261. doi: 10.1515/revce-2014-0056.
214. Raffa P., Broekhuis A.A., Picchioni F. (2016) Polymeric surfactants for enhanced oil recovery: a review. J Pet Sci Eng 145:723-733. doi: 10.1016/j.petrol.2016.07.007.
215. Ramsden D., McKay K. (1986) The degradation of polyacrylamide in aqueous solution induced by chemically generated hydroxyl radicals: part II—autoxidation of Fe 2+. Polym Degrad Stab 15:15-31. doi: 10.1016/0141-3910(86)90003-0.
216. Reed R.L., Healy R.N. (1977) Some physicochemical aspects of microemulsion flooding: a review. Improved Oil Recovery Surfactant Polym. Flooding. 383-437.
217. Report by Petroleum Engineering Development Company (PEDC) - Heavy oil Section, 2002.
218. Saboorian-Jooybari H., Dejam M. and Chen Z. Half-Century of Heavy Oil Polymer Flooding from Laboratory Core Floods to Pilot Tests and Field Applications, SPE-174402-MS, SPE Canada Heavy Oil Technical Conference, Calgary, Alberta, Canada, 12-14 June 2015.
219. Saniere A., Henaut I. and Argillier J.F.: "Pipeline Transportation of Heavy Oils, a Strategic, Economic and Technological Challenge"; Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP, Vol. 59 (2004), No. 5, pp. 455-466.
220. Schlumberger glossary 2008 - www.slb.com
221. Schlumberger - "Highlighting Heavy Oil", article in Oilfield Review, summer 2006, pp. 34-53.
222. Schurz G. (1972) Field preparation of polymer solutions used to improve oil recovery. In: SPE Symposium on Handling of Oilfield Water. Soc. Pet. Eng. J. SPE-4254-MS. doi: 10.2118/4254-MS.
223. Selby R., Alikhan A., Ali S. (1989) Potential of non-thermal methods for heavy oil recovery. J Can Pet Technol 28. doi: 10.2118/89-04-02.
224. Sen R, (2008) Biotechnology in petroleum recovery: the microbial EOR. Prog Energy Combust Sci 34:714-724. doi: 10.1016/j.pecs.2008.05.001.
225. Seright R.S., Wang D., Lerner N., Nguyen A., Sabid J., & Tochor R. (2018, December 1). Can 25-cp Polymer Solution Efficiently Displace 1,600-cp Oil During Polymer Flooding? Society of Petroleum Engineers. doi: 10.2118/190321-PA.
226. Seright R., Skjevrak I. (2015) Effect of dissolved iron and oxygen on stability of hydrolyzed polyacrylamide polymers. Soc Pet Eng J20:433-441. doi: 10.2118/169030-PA.
227. Seright R.S., Seheult J.M., Talashek T. (2008) Injectivity characteristics of EOR polymers. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Soc. Pet. Eng. J. SPE-115142-MS. doi: 10.2118/115142-MS.
228. Seright R.S., Campbell A., Mozley P., Han P. (2010) Stability of partially hydrolyzed polyacrylamides at elevated temperatures in the absence of divalent cations. Soc Pet Eng J 15:341-348. doi: 10.2118/121460-PA.
229. Shah D.O. (1981). Fundamental aspects of surfactant-polymer flooding process. Enhanced oil recovery, 1-42.
230. Shah D.O. (ed) (2012) Improved oil recovery by surfactant and polymer flooding. Elsevier, New York.
231. Sheehy A. (1990) Recovery of oil from oil reservoirs. Google Patents. U.S. Patent № 4,971,151.
232. Sheng J. (ed) (2013) Enhanced oil recovery field case studies. Gulf Professional Publishing, Waltham.
233. Sheng J.J., Leonhardt B., Azri N. (2015) Status of polymer-flooding technology. J Can Pet Technol 54:116-126. doi: 10.2118/174541-PA.
234. Shupe R.D. (1981) Chemical stability of polyacrylamide polymers. J Pet Technol 33:1,513-511,529. doi: 10.2118/9299-PA.
235. Singhal A. (2011) Preliminary review of IETP projects using polymers Engineering Report, Calgary, Alberta, Canada: Premier Reservoir Engineering Services LTD. http://energy.alberta.ca/Oil/pdfs/IETPPolymerStudy.pdf. Accessed on April 15, 2017.
236. Silveira B.M.O.; Lopes L.F.; Moreno R.B.Z.L. Polymer Flooding in a High Salinity Heavy-Oil Reservoir. Brazilian Journal of Petroleum and Gas, v. 12, n. 1, p. 35-51. 2018.
237. Sorbie K.S. (1991) Polymer-improved oil recovery. Blackie and Son Ltd, Glasgow.
238. Standnes D.C., Skjevrak I. (2014) Literature review of implemented polymer field projects. J Pet Sci Eng 122:761-775. doi: 10.1016/j.petrol.2014.08.024.
239. Szasz S.E. and Thomas G.W.: "Principles of Heavy oil Recovery; JCPT 65-04-03, Oct. 1965, pp. 188-195.
240. Taber J.J., Martin F.D., Seright R. (1996) EOR screening criteria revisited. In: Symposium on improved oil recovery. pp 387-415.
241. Taber J.J., Martin F.D. and Seright R.S. 1997. EOR Screening Criteria Revisited - Part 1: Introduction to Screening Criteria and Enhanced Recovery Field Projects. SPE Reservoir Engineering Journal, August 1997.
242. Taber J.J. (1981) Research on enhanced oil recovery: past, present and future. In: Shah D.O. (ed) Surface phenomena in enhanced oil recovery. Springer, US, pp 3-52.
243. Thomas S. (2008) Enhanced oil recovery — an overview. Oil Gas Sci Technol -Revue de l'IFP 63:9-19.
244. Tie L., Yu M., Li X. et al. J Petrol Explor Prod Technol (2019) 9: 703. https://doi.org/10.1007/s13202-018-0515-7.
245. Tolstikh L., Akimov N., Golubeva I., Shvetsov I. (1992) Degradation and stabilization of polyacrylamide in polymer flooding conditions. Int J Polym Mater 17:177-193. doi: 10.1080/00914039208041113.
246. Topguder N. (2010) A review on utilization of crosslinked polymer gels for improving heavy oil recovery in Turkey. SPE 131267 presented at SPE/EUROPEC/EAGE Annual Conference, Barcelona Spain, 14-17 June 2010.
247. Trushenki S.P. (1977) In: Shah D.O. (2012) Improved oil recovery by surfactant and polymer flooding. NewYork: Elsevier.
248. Van Poollen H. (1980) Fundamentals of enhanced oil recovery. PennWell Publishing Co., Tulsa.
249. Voordouw G., Agrawal A., Park H.S., Gieg L.M., Jack T.R., Cavallaro A.N., Granli T. and Miner K. (2011) Souring treatment with nitrate in fields from which oil is produced by produced water reinjection. In: SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. Soc. Pet. Eng. J. doi: 10.2118/141354-MS.
250. Wang J. and Dong M. 2007. A Laboratory Study of Polymer Flooding for Improving Heavy Oil Recovery. Paper PETSOC-2007-178 presented at the Canadian International Petroleum Conference, Calgary, Alberta, Canada, 12-14 June.
251. Wang Y., Chen C.Z. Cold Production and Wormhole Propagation in Poorly Consolidated Reservoirs, Paper № 98-041, Petroleum Society of CIM. doi: 10.2118/2002-170.
252. Wang J., Dong M. 2009. Optimum effective viscosity of polymer solution for improving heavy oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering 67 (3-4): 155-158.
253. Wang D., Han P., Shao Z., Hou W., Seright R.S. (2008) Sweep-improvement options for the Daqing oil field. SPE Reserv Eval Eng 11:18-26. doi: 10.2118/99441-PA.
254. Wassmuth F., Arnold W., Green K., Cameron N. (2007) Polymer flood application to improve heavy oil recovery at east Bodo. Paper 2007-184 presented at Canadian International Petroleum Conference, Calgary Canada, June 12-14 2007.
255. Wassmuth F., Arnold W., Green K., Cameron N. (2009) Polymer flood application to improve heavy oil recovery at East Bodo. Journal of Canadian Petroleum Technology, 48 (2), 55-61.
256. Wilson A. et al. Pelican Lake: First Successful Application of Polymer Flooding in a Heavy-Oil Reservoir // Journal of Petroleum Technology. - 2015. - T. 67. - №2. 01. - C. 78-80. doi: 10.2118/0115-0078-JPT.
257. www.heavyoilinfo.com/Primary/Worldwide Heavy Oil Production 2006
258. www.rigzone.com/analysis/heavyoil
259. Xiaodong K., Jian Zh. Offshore heavy oil polymer flooding test in JZW area // SPE Heavy Oil Conference-Canada. - Society of Petroleum Engineers, 2013. doi: 10.2118/165473-MS.
260. Xu D., Li Y., Song F., Gu T. (2013) Laboratory investigation of microbiologically influenced corrosion of C1018 carbon steel by nitrate reducing bacterium Bacillus licheniformis. Corros Sci 77:385-390. doi: 10.1016/j.corsci.2013.07.044.
261. Zagrebelnyy E., Glushenko N., Komarov V. et al. Experience in Implementation of Polymer Flooding on East Messoyakhskoye Oil Field //SPE Russian Petroleum
Technology Conference. - Society of Petroleum Engineers, 2018. doi: 10.2118/191569-18RPTC-MS.
262. Zaitoun A., Makakou P., Blin N., Al-Maamari R.S., Al-Hashmi A.-A.R., Abdel-Goad M. (2012) Shear stability of EOR polymers. Soc Pet Eng J l 17:335-339. SPE-141113-PA. doi: 10.2118/141113-PA.
263. Zaitoun A., Kohler N. (1987) The role of adsorption in polymer propagation through reservoir rocks. In: SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. Soc. Pet. Eng. J. SPE-16274-MS. doi: 10.2118/16274-MS.
264. Zaitoun A., Bertin H., Lasseux D. (1998) Two-phase flow property modifications by polymer adsorption. In: SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium. Soc. Pet. Eng. J. SPE-39631-MS. doi: 10.2118/39631-MS.
265. Zeidani M., Maini B.B. SAGD relative permeability as a function of temperature // Proc. SPE Canada Heavy Oil Technical Conf. Calgary: SPE, 2016. SPE-180713-MS.
266. Zhang Y., Huang S., Luo P. (2010) Coupling immiscible CO2 technology and polymer injection to maximize EOR performance for heavy oil. Journal of Canadian Petroleum Technology. Vol. 49, No. 5. 27-33.
267. Zhou W., Zhang J., Feng G., Jiang W., Sun F., Zhou S., Liu Y. (2008) Key technologies of polymer flooding in offshore oilfield of Bohai Bay. SPE 115240 presented at SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Perth Australia, 20-2 October 2008.
268. Zhu Z., Gerritsen M., Thiele M. Thermal streamline simulation for hot waterflooding // SPE Reservoir Eval. Eng. 2010. Vol. 13. No. 3. P. 372-382.
Приложение 1.
Акт о внедрении результатов диссертационной работы
Jonoob Tasisat
-Л—
ЦС Л LIT* Л4М >111 'ibj ■----- (JDM-ITT \a>t hid .лг>* ■ngLj
QCAIITT AMI ««П i (JCAI ITY AMI >10
АКТ
О внедрении результатов диссертационной работы
Мостаджсран Масуд на тему «Экспериментальное исследование и численное моделирование реализации методов повышения эффективности разработки иранских месторождений, содержащих тяжёлые, пысоковя]кие нефти»
Комиссия Jonoob Тах1|>а1 в составе Абдол-Реза Ширали рассмотрела вопрос об использовании результатов диссертационной работы Мостаджсран Масуд и постановила следующее: разработанное в рамках диссертационного исследования приложение рекомендуется к внедрению в корпоративную систему принятия решений и проектирования, используемую специалистами в проектах для иранских нефтяных месторождений. Разработанная технологии также включена в программу курса «Методы увлечения нефтеотдачи» но повышению квалификации сотрудников компании «.)опооЬ Тая1ча1», а также студентов вузов, проходящих стажировку в «,1опооЬ Та51«а1».
Генеральный директор
Jonoob Tasisat Co.
Абдол-Реза Ширали
Flat 6. No 29,4th st Ahmad Qaar (BoWweet) Ave. Argentina Sq
Tehran-Iran
TeU«98*21 88537756-57-58 Fax:(*98)2l 88526633
Flat 7 & 8. No 84 . Ale 8u**ng. between 5 & б west Ave. Kianpen
Atnu-kan
Tel {«98)61 33380547 • 33389937 - 33380540 - 33383269 Fox:(+98)61 33383481
www.jtgroup.co
f JU4, .f J- MJ. .T* ЛЦ ,<T) J.M. J^i л—I jiu.. jjSJji JUL. •
АА0ТЖТ jSi AAOTWi» ■ av - 4A , jit
A jV .(j, .AT JV, .Vi jUiiU . jt/f ji jUU- Jg. j.jVV-j1 J»1 (•И|ТТТАГ?А< jJU^Ml-rTTA-ftTVrYTA-aT-riTAWY ТТТАПЯ , jiil
info@jtgroup.co
Обратите внимание, представленные выше научные тексты размещены для ознакомления и получены посредством распознавания оригинальных текстов диссертаций (OCR). В связи с чем, в них могут содержаться ошибки, связанные с несовершенством алгоритмов распознавания. В PDF файлах диссертаций и авторефератов, которые мы доставляем, подобных ошибок нет.