Исследование и обоснование технологий разработки сложнопостроенных залежей высоковязкой нефти: на примере Тазовского месторождения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Дубив, Игорь Богданович

• Дубив, Игорь Богданович
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Дубив, Игорь Богданович

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 ОБЗОР ТЕХНОЛОГИЙ И ОПЫТА РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ

1.1 Первичные методы

1.2 Тепловые методы

1.2.1 Результаты промысловых работ по паротепловым обработкам призабойных зон скважин

1.2.2 Результаты опытно-промышленного применения паротепловых обработок скважин на зарубежных объектах

1.2.3 Разработка залежей тяжелой нефти методом парогравитационного дренажа

1.2.4 Опытно-промышленная эксплуатация пилотного участка пласта ПК1 Северо-Комсомольского месторождения

1.2.5 Опытно-промышленная эксплуатация пилотного участка пласта ПК1-7 Русского месторождения

1.3 Газовые методы

1.3.1 Применение метода водогазового воздействия на месторождениях Западной Сибири

1.3.2 Испытание водогазового воздействия в комбинации с пенообразующими нефтеводорастворимыми ПАВ

1.4 Химические методы

1.5 Комбинированные методы

1.6 Критерии применимости технологий добычи высоковязкой нефти к условиям Тазовского месторождения

1.7 Выводы по разделу 1

2 ХАРАКТЕРИСТИКА СЕНОМАНСКОЙ ГАЗОНЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ТАЗОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ КАК ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ

2.1 Общие положения

2.2 Геолого-промысловые особенности месторождения

2.2.1 Нефтегазоносность

2.2.2 Цитологическая характеристика пород

2.3 Свойства и состав пластовых флюидов

2.4 Запасы углеводородов

2.5 Выводы по разделу 2

3 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ВОДОГАЗОВОЙ СМЕСЬЮ И РАСТВОРОМ ПОЛИМЕРА

3.1 Описание экспериментальной установки

3.2 Методика проведения экспериментов

3.3 Экспериментальные исследования по закачке газа

3.4 Экспериментальные исследования по закачке полимерного раствора

3.5 Анализ полученных результатов

3.6 Выводы по разделу 3

4 АНАЛИЗ И ОБОСНОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ВОДОГАЗОВОГО И ТЕРМОПОЛИМЕРНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОМПЬЮТЕРНЫХ МОДЕЛЕЙ

4.1 Литологическая модель и модель фильтрационно-емкостных свойств

4.2 Оценка запасов углеводородов по трехмерной геологической модели

4.3 Ремасштабирование геологической модели

4.4 Термодинамические свойства пластовых флюидов и свойства породы

4.5 Актуализация гидродинамической модели

4.6 Расчет технологических показателей при водогазовом и термополимерном воздействии

4.7 Выводы по разделу 4

5 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ

5 Л Налогообложение

5.2 Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат

5.2.1 Капитальные вложения

5.2.2 Эксплуатационные затраты

5.3 Технико-экономический анализ разработки месторождения

5.4 Выводы по разделу 5

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

5 I

к

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование и обоснование технологий разработки сложнопостроенных залежей высоковязкой нефти: на примере Тазовского месторождения»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

Наращивание уровней добычи нефти возможно двумя путями: либо вовлечением в разработку новых месторождений, либо увеличением извлекаемых запасов за счет применения новых технологий, позволяющих достичь увеличение текущей и конечной нефтеотдачи.

В настоящее время, в условиях падающей добычи нефти на большинстве крупных месторождений севера Западной Сибири, возрастает роль освоения трудноизвлекаемых запасов, добыча которых традиционными способами нерентабельна. Большая их часть приходится на запасы высоковязкой нефти, которые в структуре запасов составляют около 60 %. Для эффективной разработки таких месторождений требуется применение новейших технологий в области строительства скважин, добычи и воздействия на пласт.

Геологические запасы высоковязкой нефти в сеноманских отложениях Западной Сибири составляют около 3 млрд. т., что позволяет говорить о высоком потенциале их промышленного освоения. На ряде месторождений эти запасы приурочены к тонким нефтяным оторочкам, ограниченным сверху газовой шапкой, а снизу водоносным бассейном. Залежи характеризуются сложными условиями разработки, такими как опасность прорыва газа и воды, высокая степень расчлененности продуктивного разреза, малая нефтенасыщенная толщина.

Разработка месторождений с вязкостью нефти более 30 мПа-с, как правило, связана с применением методов увеличения нефтеотдачи, которые требуют значительных инвестиций в обустройство промыслов и организацию добычи.

По этой причине исследование и поиск эффективных методов, и создание новых технических и технологических решений по разработке данных залежей, характеризующихся большей инвестиционной привлекательностью, является актуальной научной и практической задачей.

Цель работы

Повышение эффективности разработки залежей высоковязкой нефти сеноманских отложений Западной Сибири за счет применения современных

технологий воздействия на пласт.

Основные задачи исследования

1. Обзор и анализ мирового опыта применения методов увеличения нефтеотдачи при разработке месторождений высоковязких нефтей (первичные, тепловые, нетепловые, комбинированные).

2. Анализ и обобщение результатов экспериментальных исследований по определению эффективности вытесняющих агентов с использованием физической модели высоковязкой нефти Тазовского месторождения.

3. Обоснование эффективности применения вытесняющих агентов с использованием средств трехмерного геолого-гидродинамического моделирования.

4. Выбор эффективных методов воздействия при разработке залежей высоковязкой нефти, приуроченных к сеноманским отложениям.

5. Оценка технико-экономической эффективности применения технологий разработки сложнопостроенных залежей высоковязкой нефти.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются залежи высоковязкой нефти сеноманских отложений Западной Сибири, предметом - технологии извлечения высоковязкой нефти.

Научная новизна выполненной работы

1. Предложены перспективные технологии увеличения нефтеотдачи для условий сеноманских залежей (закачка горячей воды, водогазовой смеси, термополимерное воздействие).

2. С использованием физической модели пласта с высоковязкой нефтью Тазовского месторождения на керновом материале доказана эффективность применения водогазового и термополимерного воздействия. Доказано, что по сравнению с традиционным заводнением прирост коэффициента вытеснения

нефти при закачке водогазовой смеси составит 13-17 %, при закачке горячего полимерного раствора 22-32 %.

3. С привлечением средств трехмерного геолого-гидродинамического моделирования обоснованы технологии водогазового и термополимерного воздействия для условий сеноманских продуктивных отложений Тазовского нефтегазоконденсатного месторождения. Установлено, что применение данных технологий приведет к увеличению нефтеотдачи по сравнению с традиционным заводнением на 21-32 %.

Практическая ценность и реализация

Полученные соискателем результаты использованы при обосновании способов разработки сеноманской залежи высоковязкой нефти Тазовского нефтегазоконденсатного месторождения, которые позволяют достичь максимальной нефтеотдачи пласта.

Основные результаты работ использованы при выполнении НИР «Технологическая схема опытно-промышленной разработки участка сеноманской залежи Тазовского нефтегазоконденсатного месторождения» (ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2011), «Технологическая схема опытно-промышленной разработки сеноманской залежи Тазовского нефтегазоконденсатного месторождения» (ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2012), утвержденные к внедрению ЦКР Роснедр по УВС.

| 8

1 ОБЗОР ТЕХНОЛОГИЙ И ОПЫТА РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ

В пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГНП) ч1 сосредоточено более 40 % запасов тяжелых нефтей России, характеризующихся различными значениями вязкости [30]. Среди месторождений высоковязких нефтей Западно-Сибирской НГНП можно выделить Тазовское, Западно-Мессояхское, Новопортовское, Русское, Северо-Комсомольское, Ван-Еганское. Залежи высоковязких нефтей приурочены к терригенным отложениям верхнего мела, залегающих на глубинах 800-1500 м. Нефти имеют плотность до

о

960 кг/м , вязкость в пластовых условиях составляет 40-400 мПа-с.

В соответствие с существующей классификацией по ГОСТ Р 51858-2002 нефть данных месторождений по плотности относиться к битуминозной

о

(плотность более 895 кг/м ), по вязкости - к высоковязкой (вязкость более 30 мПа-с) [13].

В связи со сложными геолого-физическими условиями залегания залежей высоковязкой нефти большое значение приобретают исследования, направленные на изучение эффективности применения различных методов увеличения нефтеотдачи пластов и на разработку новых комбинированных методов добычи нефти.

Условно технологии и способы разработки залежей тяжелой нефти и природных битумов, которые различаются технологическими и экономическими характеристиками, можно подразделить на три, неравноценные по объему внедрения группы: 1 - так называемые «холодные» или первичные способы добычи; 2 - тепловые методы добычи; 3 - нетепловые способы разработки (рисунок 1.1).

Естественно, что применимость той или иной технологии обуславливается геологическим строением и условиями залегания, физико-химическими свойствами пластового флюида, состоянием и запасами

углеводородного сырья, климатическими, географическими, экономическими условиями и др.

Рисунок 1.1 - Классификация технологий добычи высоковязкой нефти [33]

1.1 Первичные методы

К современным первичным методам добычи тяжелой нефти, в первую очередь, могут быть отнесены разработка на истощение и метод «CHOPS» (Cold Heavy Oil Production with Sand) [74, 70], который предполагает добычу нефти вместе с песком за счет осознанного разрушения слабосцементированного коллектора и создания в пласте соответствующих условий для течения смеси нефти и песка.

Метод применяется в случае существования каналов между зернами песка, называемыми «ходами червей», которые образуют системы, подобные трещинам, повышающие проницаемость и пористость.

Применение метода «CHOPS» не требует больших инвестиций на обустройство и обеспечивает незначительность эксплуатационных расходов, однако коэффициент нефтеотдачи в этом случае, как правило, не превышает 10%.

Метод не применяется для добычи битумов из месторождений с подошвенной водой и газовой шапкой, поэтому его применение в условиях Тазовского месторождения ограничено.

Разработка запасов высоковязкой нефти на режиме истощения пластовой энергии нецелесообразна в силу слабой подвижности нефти и невысокого пластового давления. Снижение пластового давления ниже давления насыщения в свою очередь приведет к разгазированию нефти в условиях пласта и потере подвижности.

Таким образом, «холодные» методы разработки залежей тяжелой нефти не лишены ряда существенных недостатков. В их числе ограничения по максимальным значениям вязкости нефти и низкие темпы разработки. Поэтому, подавляющее число, активно осуществляемых проектов разработки месторождений тяжелой нефти и битумов связано с тепловыми методами воздействия на пласты.

1.2 Тепловые методы

1.2.1 Результаты промысловых работ по паротепловым обработкам призабойных зон скважин

На многопластовом месторождении Зыбза-Глубокий Яр (Краснодарский край) наибольший интерес с точки зрения проведения циклических паротепловых обработок представляют залежи тяжелой нефти, приуроченные к отложениям миоцена: чокрак, караган и сармат. Толщина этих продуктивных горизонтов различна и колеблется от 0 до 250 м. В тектоническом отношении продуктивные горизонты тяжелой нефти характеризуются моноклинальным залеганием пород. Нефтяные залежи подпираются контурными водами.

Нефть миоценовой залежи высоковязкая (до 1000 МПа-с при 25 °С) и не содержит бензиновых фракций. Плотность ее в поверхностных условиях колеблется от 943 до 984 кг/м3. Массовое содержание смол в нефти 45-50 %. Минерализация пластовых вод (450-н500)-103 моль/л. Начальный газовый

фактор 10 м3/м3. Глубина залегания пластов 500-1000 м. Средняя пластовая температура 40 °С.

Применяемые ранее известные методы воздействия на призабойную зону пласта не давали существенных результатов. Из четырех опробованных способов тепловых обработок (циклическое паровоздействие, обработка призабойной зоны горячей водой, прогрев забоя скважины с помощью установки СУЭПС-1200 и циклическое нагнетание в скважины горячей нефти) наиболее эффективным оказались пароциклические обработки.

Проведенные на площади Зыбза исследования в процессе реализации пароциклических обработок показали, что для достижения наибольшей эффективности температуру в призабойной зоне скважины необходимо доводить до 120-130 °С. В диапазоне 25-120 °С происходить резкое изменение свойств нефти - снижается вязкость, изменяются упругие свойства и т. п. [11].

Технология реализации паротепловых обработок заключалась в следующем: в течение 15-45 сут в скважину нагнетался пар, в последующие 23 сут скважину закрывали для паропропитки, затем пускали в эксплуатацию.

По большинству скважин, подвергнутых парообработке, дебиты нефти возросли с 0,1-0,5 т/сут до 5-15 т/сут. Период эффективной работы скважин колебался от 60 до 500 сут, а в отдельных случаях и более. В среднем на одну эффективно обработанную скважину было добыто дополнительно 845 т нефти. Обводненность продукции обрабатываемых скважин не превышала 50 %. Эффективность обработок этих скважин зависела не от процентного содержания воды в добываемой продукции, а главным образом от содержания воды в продукции до проведения ПТОС (таблица 1.1).

Из приведенных данных видно, что самые высокие технико-экономические показатели были получены, когда в продукции скважин количество воды не превышало 2 т/сут.

По мере увеличения количества воды до 5 т/сут энергетические затраты возрастали, а для добытой нефти за счет ПТОС на одну скважино-обработку -снижалась.

Таблица 1.1 - Эффективность ПТОС в условиях различной обводненности продукции

Основные показатели ПТОС Содержание воды в п аддукции скважин до проведения ПТОС, т/сут

0,0-0,5 0,5-2,0 2,0-5,0 5,0-10,0 >10,0

Число проведенных парообработок 25 36 31 52 15

Расход пара, тыс. т 28,5 40,8 35,0 58,0 18,0

Добыча нефти за счет ПТОС, тыс. т 31,5 38,0 21,0 21,0 5,5

Средняя добыча нефти за счет одной парообработки, т 1260 1056 677 404 367

Паронефтяной фактор, т/т 0,9 1,1 1,7 2,8 3,3

При реализации пароциклических обработок призабойной зоны пласта необходимо знать не только нефтеотдачу за один цикл, но и определить конечную нефтеотдачу этой зоны, а также оптимальное число эффективных циклов. Чтобы оценить эффективность вытеснения нефти и показать влияние температуры на показатели вытеснения, были проведены эксперименты, результаты которых приведены на рисунке 1.2 и в таблице 1.2 [3].

Рисунок 1.2 - Зависимость нефтеотдачи от числа циклов паротепловых

обработок

Таблица 1.2 - Зависимость нефтеотдачи от температуры нагнетания

Температура, °С Нефтеотдача по циклам, % от остаточной нефтенасыщенности

1 2 3 4 5 6

125 15,2 8,6 6,2 1,8 1,3 0,7

150 21,6 11,3 8,4 2,8 1,8 1,0

200 35,6 14,9 8,5 4,5 2,0 1,5

Проведенные исследования показали, что в пределах температур 125200 °С основной объем нефти может быть извлечен за первые 2-3 цикла. Об этом свидетельствуют и исследования, проведенные Н. К. Байбаковым и А. Р. Гарушевым [5], когда анализу эффективности многократных паротепловых обработок были подвержены результаты ПТОС по 30 скважинам (более 70 скважино-обработок), находящимся в равноценных условиях (таблица 1.3).

Таблица 1.3 - Показатели эффективности многократных паротепловых

обработок

Основные показатели ПТОС Номер цикла

1 2 3 4 5 6 7

Число скважино-обработок 16 16 14 12 6 5 4

Количество закачанного пара, тыс. т 21,0 21,0 19,5 18,0 9,6 8,5 7,2

Удельный расход пара на одну парообработку, тыс. т 1,31 1,31 1,39 1,50 1,60 1,70 1,80

Добыча нефти за счет ПТОС, тыс. т:

всего 13,2 7,12 4,04 2,80 1,32 0,83 0,60

на одну скважино-обработку 0,825 0,445 0,288 0,233 0,220 0,166 0,150

Паронефтяной фактор, т/т 1,6 2,9 4,8 6,4 7,3 10,2 12,0

Как и следовало ожидать, при повторных ПТОС наблюдается снижение эффективности процесса. Однако могут быть и противоположные результаты. Известно, что количество дополнительно добытой нефти за цикл определяется количеством введенной в пласт теплоты, толщиной продуктивного пласта, числом предшествующих циклов, истощенностью естественных энергетических запасов пласта.

На рисунке 1.3 показано влияние производительности одной из скважины месторождения Midway Sunset от различного количества, введенного в пласт пара [63].

Рисунок 1.3 - Эффективность паротеплового воздействия по одной из скважин

месторождения Midway Sunset

За первый цикл в пласт было закачано 970 м" воды в виде пара (кривая I),

л

а за второй цикл - 1590 м (кривая II). За период второго цикла было добыто больше нефти, отнесенной к 1 м закачанного пара, по сравнению с первым циклом. Это объясняется влиянием наличия теплоты, оставшейся после первого цикла и более значительным влиянием эффекта гравитации. Аналогичные результаты были получены и по другим скважинам.

В пластах большой толщины с низким пластовым давлением и тяжелыми

л

нефтями (плотностью более 972 кг/м ) эффект гравитации при нормальных температурах очень мал. Однако при пластовой температуре выше 65 °С влияние гравитации усиливается и практически становиться дополнительным фактором извлечения нефти.

Установлено, что за счет первых трех циклов из призабойной зоны пласта, подвергшейся обработке паром, можно отобрать 80 % нефти от семициклового воздействия, а на долю первого цикла приходится до 30 % и более. Паронефтяной фактор от цикла к циклу возрастает и практически шестой и седьмой циклы не эффективны.

В результате проведенных промысловых работ по реализации ПТОС на месторождении Зыбза-Глубокий Яр были выявлены основные факторы, влияющие на эффективность процесса [3]:

- при обводненности продукции более 40 % паротепловая обработка не эффективна;

- наиболее результативными являются первые 3-4 обработки, причем на каждый последующий цикл объем закачки пара необходимо увеличивать на 300-500 т.

Результаты первых паротепловых обработок нефтяных скважин на III пласт месторождения Оха позволили определить, что при увеличении объема закачиваемого пара повышается эффективность процесса, растут объемы добычи нефти, снижается паронефтяной фактор (ПНФ). На этом месторождении установлена оптимальная величина температуры в пределах 125-130 °С, которая достаточна для подогрева призабойной зоны. Если в начальный период реализация ПТОС на месторождении Оха рассматривалась как самостоятельный метод интенсификации добычи нефти, то в дальнейшем, с промышленным внедрением, роль ПТОС расширилась и в настоящее время, выполняя свою первоначальную роль, она одновременно является высокоэффективным способом регулирования процесса паротеплового воздействия [48].

Высокая эффективность паротепловых обработок связана с высокой текущей нефтенасыщенностью пласта (до 88 %). Средняя эффективность одной обработки составляла 256 т нефти при ПНФ=1,1-г1,3 т/т.

На месторождении Катангли (о. Сахалин) высокая гидропроводность пласта способствовала реакции соседних скважин на процесс парообработки в единичной скважине. Например, при закачке пара в одну скважину, соседние добывающие скважины увеличивали свою производительность в 2-3 раза и работали с повышенным дебитом даже после пуска обрабатываемой скважины в эксплуатацию [26].

Работы по паротепловым обработкам на промыслах компании ОАО «Башнефть» позволили сделать вывод о том, что тепловое воздействие на призабойную зону скважин целесообразно применять в сравнительно малодебитных неглубоких скважинах. Кроме того, при хорошей организации

16 I

работ, соответствующих геологических условиях и техническом состоянии скважин можно получить значительный прирост добычи нефти.

Паротепловые обработки продуктивных пластов Ишимбаевских месторождений позволяли добывать более 400 т на одну обработку (успешность ПТОС - 75 %) при среднем удельном расходе пара на 1 т добытой нефти - 1,0 т и средней продолжительности эффекта 500 сут [52].

Применительно к условиям Ишимбаевского месторождения для определения оптимального режима прогрева в РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина были проведены расчеты потерь тепла по стволу скважины, сухости пара на забое, радиусов зон пара и горячей воды [2].

При малых расходах пара (1 т/ч) относительные потери тепла велики (78 %), в стволе скважины происходит полная конденсация пара и радиус зоны горячей воды не превышает 1,4-1,9 м. С увеличением расхода теплоносителя относительные потери снижаются и при расходе пара 5 т/ч потери тепла составляют 15-16 %, а сухость пара на забое - 0,6 д. ед. Паровая зона в пласте создается радиусом 5-6 м, радиус горячей воды - 8,6 м.

Таким образом, для снижения тепловых потерь и глубокого прогрева призабойной зоны пласта необходимо закачку пара в пласт производить с темпом не ниже 3-5 т/ч в течение 10-15 сут.

Скважины для ПТОС на месторождении Кум-Даг (Туркменистан) выбирались, исходя из следующих требований:

- высокая вязкость пластовой нефти;

- наличие парафиносмолистых отложений в призабойной зоне;

- относительная прочность скелета породы и отсутствие пескопроявлений;

- соответствие толщины пласта и глубины залегания техническим возможностям аппаратуры.

Первые паротепловые обработки призабойных зон в добывающих скважинах здесь были начаты еще в 1965 г. при помощи паропередвижных установок ППУ-2 и ППУ-3. Количество вводимого в скважину пара колебалось

17 I

в пределах 140-550 т. Давление и температура на устье скважины составляли соответственно 1,2-4,8 МПа и 180-210 °С. Пар нагнетался через подъемные трубы (2 1/2"), спущенные до верхних отверстий фильтра, без их пакеровки.

Термометрические исследования по стволу скважины в процессе закачки пара показывали, что температурный режим устанавливался относительно быстро (через 12-13 ч после начала закачки). Продолжение закачки пара, как правило, не приводило к интенсивному росту температуры.

Проведенные исследования позволили определить, что интенсивное поглощение пара осуществлялось в основном только верхними пропластками. После спуска подъемных труб до нижних отверстий фильтра интервал приемистости увеличивался и охватывал уже все три нефтеносных пропластка.

В таблице 1.4 приведены средневзвешенные значения суточных дебитов четырех добывающих скважин до и после нагнетания пара. Наряду с ростом дебита скважин наблюдалось и снижение коэффициента их эксплуатации из-за значительных простоев, связанных с образованием и промывкой песчаных пробок, что явилось основной причиной свертывания работ по паротепловым обработкам призабойных зон.

Таблица 1.4 - Результаты первых опытных паротепловых обработок скважин на месторождении Кум-Даг (Туркменистан)

Номер скважины Эффективная толщина, м Количество введенной в Средневзвешенный дебит нефти, т/сут

общая вскрытая пласт теплоты, млн. кДж до обработки после обработки

11,9 6,5

136 14 3 85,7 13,8 9,5 15,6 11,6 12,6

1,6 1,6

89 32 32 89,5 1.5 1.6 2,5 3,0

193 13 13 21,0 2,1 1,9 13, 1,8

3,3 1,9

793 30 30 166,0 3.3 3.4 2Д

18

I f

1.2.2 Результаты опытно-промышленного применения

паротепловых обработок скважин на зарубежных объектах

В конце 70-х n начале 80-х годов нефтяные фирмы США, накопив опыт разработки месторождений с вязкими нефтями термическими методами и получив при этом ощутимые результаты по дополнительной добычи нефти, стали увеличивать число объектов и объемы внедрения по ПТОС. Заслуживают внимание крупномасштабные работы, проведенные на месторождениях Midway Sunset и Kern River [55,76].

Месторождение Kern River представляет собой моноклиналь с углами падения пластов до 4°. Продуктивные отложения представлены чередованием пачек песка и глинистых сланцев, которые практически непрерывны на протяжении всей залежи. На этом месторождении площадью 1800 га паротепловым обработкам были подвержены около 1500 скважин. На основании статической обработки результатов ПТОС здесь были обоснованы объемы закачки пара - 1035 т/скв (15,4 т/м) и продолжительностью закачки -5 сут (8,6 т/ч).

Не менее крупные промышленные работы осуществлялись и на месторождении Midway Sunset. По основному фонду здесь было проведено по восемь и более скважино-операций.

Начало применения теплового воздействия на месторождениях Венесуэлы относится к 1959 г. Из способов теплового воздействия развитие получили ПТОС, оказавшиеся наиболее эффективными. К началу 80-х годов методом ПТОС уже было охвачено 1650 скважин с годовой добычей около 8,4 млн. т нефти. Суммарный объем добытой нефти за счет ПТОС к этому времени составлял уже 80 млн. т при суммарной закачке пара 20 млн. т, т.е. при ПНФ, равном 0,25 т/т.

В настоящее время циклическая обработка призабойных зон паром -хорошо известный и широко распространенный в Венесуэле метод теплового воздействия на пласт. Он успешно применяется для повышения добычи нефти

на мелких и глубокозалегающих залежах нефти со средней и очень высокой плотностью нефти.

Заслуживает внимания опыт применения ПТОС на двух скважинах глубиной 2499 м, расположенных на месторождении Вовсап [68]. Месторождение разрабатывалось на естественном режиме. Начальное пластовое давление составляло 22,75 МПа. На дату проведения ПТОС на некоторых участках оно снизилось до 5,6 МПа. Нефтенасыщенная толщина

л

составляет 30,5-76,2 м. Плотность нефти 996,5 кг/м , вязкость - 220 мПа-с при пластовой температуре 82 °С. Математические модели показали, что если на поверхности пар со степенью сухости 30% имеет температуру 310 °С при давлении 10,5 МПа, то на забой он должен поступить с температурой 325 °С при давлении 12,6 МПа и степенью сухости 70 %.

Созданная модель была использована для сравнения различных методов теплоизоляции пилотных скважин. Были выбраны коммерческие доступные ультратеплоизолированные трубы, позволяющие сохранить степень сухости теплоносителя и предохранить колонну от перегрева. Призабойные зоны обеих скважин обработали раствором неионогенного ПАВ, чтобы предотвратить образование эмульсий или осаждение компонентов тяжелой нефти.

Фактические показатели нагнетания оказались близкими к расчетным. Объем закачки теплоносителя в каждую скважину составил 4560 т, темп нагнетания - 160т/сут. На устье степень сухости пара составляла 82%, температура - около 320 °С и давление - 11,27 МПа. С помощью расходомеров определялся интервал, в который поступал пар. Интервал нефтенасыщенной толщины, принимающий теплоноситель, составлял 7,3 м против фактического 15,2 м.

В течение первой недели эксплуатации дебит первой скважины составлял 72 м /сут. В последующие два месяца производительность скважины была

о

52,5 м /сут. В течение семи месяцев после увеличения числа качаний дебит скважины равнялся 32 м /сут. Общая производительность первой скважины

I 20

i

оказалась на 30 % выше средней продуктивности участка. Аналогичная картина наблюдалась и по второй скважине.

Ниже приводиться пример циклической паротепловой обработки призабойных зон пласта на скважинах залежи Vaca месторождения Oxnard [54]. Все ранние попытки ввести в разработку этот пласт были безуспешными из-за вязкости нефти и образования песчаных пробок.

Пласт Vaca относится к плиоцену, представлен мелко- и среднезернистым песком с включениями крупного песка и гальки. Песок является несцементированным, вяжущим материалом является вязкий гудрон. Глубина залегания пласта - 560 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - от 23 до 130 м, пористость - 34,3 %, проницаемость - 5,5 мкм . Основные сведения о технологии и результатах ПТОС по одной из скважин приведены в таблице 1.5. В каждом цикле количество закачанного пара было разным, чтобы имелась возможность установить оптимальное значение. При проведении каждого последующего цикла (кроме второго) снижалось давление нагнетания, что объясняется постепенным увеличением проницаемости для воды из-за увеличения водонасыщенности в призабойной зоне пласта. Температура на забое скважины в конце периода добычи постепенно увеличивалась от цикла к циклу и составляла 28-37 °С.

Опытные работы на залежи Vaca показали, что с увеличением числа циклов перед появлением в добываемой продукции нефти растет также и добыча воды.

Опыт, накопленный при извлечении тяжелых нефтей на месторождениях Tia-Huana, Laguniljas и Bochakero (Венесуэла) [77, 66, 67], показывает, что коэффициент нефтеотдачи только за счет парообработок призабойных зон добывающих скважин может быть увеличен на 5-8 %. Все реализуемые проекты по ПТОС (более 20) имеют промышленное значение с добычей нефти до 100 тыс. т/год и более.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Дубив, Игорь Богданович, 2013 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Анализ применяемых технологий и их модификаций при разработке месторождения Каражанбас тепловыми методами / К.Д. Джуламанов, В.А. Симонов, К.Т. Тулешев и др. // Обзор, информ. сер. Нефтепромысловое дело. - 1992. - С. 10-12.

2. Антониади Д.Г. Настольная книга по термическим методам добычи нефти // Д.Г. Антониади, А.Р. Гарушев, В.Г. Ишханов. - Краснодар: Советская Кубань, 2000. - 464 с.

3. Антониади Д.Г. Научные основы разработки нефтяных месторождений термическими методами. - М.: Недра, 1995. - 264 с.

4. Антониади Д.Г., Гилаев Г.Г., Джалалов К.Э. Проблемы разработки залежи высоковязкой нефти Северо-Комсомольского месторождения / ОАО НК «Роснефть», ОАО «Роснефть-Термнефть», ОАО «РосНИПИтермнефть» // Интервал. - 2003. - № 4 (51) - С. 38-41.

5. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1988. - 343 с.

6. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1988. - 422 с.

7. Буторин О.И., Пияков Г.Н. Обобщение экспериментальных исследований по определению эффективности применения газового и водогазового воздействия на пласты // Нефтепромысловое дело. - 1995. - № 8-10.-С. 54-59.

8. Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. - М.: Наука, 1972. - 721 с.

9. Газовое заводнение - новая технология увеличения нефтеотдачи пластов / A.C. Якимов, М.В. Волков, В.Б. Карпов, В.Н. Мартынов // Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений. Тр. международного симпозиума: - М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2004. - С. 220-221.

168 I

10. Галхиев Ф.Ф., Гусев C.B., Мигунова C.B., Платонов И.Е., Трофимов A.C. Разработка методов регулирования газового и водогазового воздействия. -Вестник недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа, 2007, № 17.

11. Гарушев А.Р. Тепловое воздействие на пласт как главное направление разработки месторождений высоковязких нефтей (на примере месторождений Краснодарского края). Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук, 1973. - фонды ВНИИ, 321 с.

12. ГОСТ 26450.0-85. Породы горные. Общие требования к отбору и подготовке проб для определения коллекторских свойств. - М.: Изд-во стандартов, 1985.

13. ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условия. - М.: Госстандарт РФ, 2002. - 12 с.

14. Грайфер В.И., Лысенко В.Д. Газовое заводнение. Перспективы широкого промышленного применения // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 2. -С. 41-43.

15. Дубив И.Б. Анализ отработки пластов ачимовской толщи Уренгойского региона // Известия вузов. Нефть и газ. - 2010. - № 4. - С. 23-28.

16. Дубив И.Б. Оценка перспективных технологий разработки сложнопостроенных месторождений высоковязкой нефти на примере Тазовского НГКМ // Бурение и нефть. - 2012. - № 5. - С. 28-30.

17. Дубив И.Б., Лапердин А.Н. Особенности геологического строения и разработки ачимовских отложений Самбургского нефтегазоконденсатного месторождения // Геология, география и глобальная энергия. - 2009. - № 4. - С. 208-210.

18. Дубив И.Б., Моисеев М.А. Экспериментальные исследования вытеснения высоковязкой нефти сеноманских залежей водогазовой смесью // Известия вузов. Нефть и газ. - 2012. - № 4. - С. 74-77.

19. Дубив И.Б., Скворцов C.B. Оценка эффективности применения метода водогазового воздействия на нефтяных залежах ачимовских отложений

169 |

i

Уренгойского месторождения // Нефть и газ Западной Сибири: материалы Международной научно-технической конференции. - Тюмень: ТюмГНГУ,

2011.-С. 192-193.

20. Дубив И.Б., Юшков И.Ю. Выбор технологии разработки тонкой нефтяной оторочки высоковязкой нефти на примере Тазовского месторождения // Сборник тезисов докладов XVII науч.-практич. конф. молодых ученых и специалистов ТюменНИИгипрогаза. - Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз»,

2012.-С. 88-90.

21. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Левочкин В.В., Фахретдинов Р.Н., Остапчук С.С. Водогазовое воздействие на Новогоднем месторождении. -Нефтяное хозяйство, 2006, № 12, с. 40-43.

22. Инструкция по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа. - М.: МинТопЭнерго, 1994. - 79 с.

23. Испытание технологии газового и водогазового воздействия на Самотлорском месторождении: - Москва: ВНИИОЭНГ, 1989, авт. Вашуркин

A.И., Гусев С.В., Ложкин Г.В., Трофимов A.C., Цимлянский Т.К.

24. К вопросу о ликвидации водо-, газоперетоков в скважинах СевероКомсомольского месторождения / В.М. Строганов, А.Р. Гарушев,

B.М. Мочульский и др. // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: сб. докл. 4-й Международной конференции, г. Анапа, Краснодарский край. - Краснодар: Изд-во «Эдви», 2004. - С. 122-127.

25. Каптелин Н.Д., Малышев А.Г., Малышева Т.Н. Фазовые соотношения газоводогидратных смесей при закачке их в нагнетательные скважины // Нефтяное хозяйство. - 1978. - № 5. - С. 44-47.

26. Клещев В.А. Состояние работ по тепловым методам разработки месторождений нефти на Сахалине / Клещев В.А., Кувшинов Н.С. // Тепловые методы разработки нефтяных месторождений и обработки призабойных зон пласта. -М.: ВНИИОЭНГ, 1971. - С. 115-122.

27. Кудинов В.И. Промышленное развитие высокоэффективных технологий теплового воздействия на Гремихинском месторождении

Удмуртии / Кудинов В.И. и др. // Нефтепромысловое дело. - 1993. - № 10. -С. 7-12.

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

29. Кудинов В.И., Желтов Ю.В., Хавкин А.Я. Оценка технологической эффективности внедрения ТПВ на Мишкинском месторождении // Разработка нефтяных месторождений. Экспресс-информация ВНИИОЭНГ. - 1991. -Вып. 12-С. 35-40.

30. Макаревич В.Н., Искрицкая Н.И., Богословский С.А. Ресурсный потенциал тяжелых нефтей Российской Федерации: перспективы освоения // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2010. - Т.5. - № 2. -http://www.ngtp.rU/mb/6/29_2010.pdf.

31. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. - М.: Экономика, 2000. - 97 с.

32. Методическое руководство по применению газовых и водогазовых методов воздействия на нефтяные пласты. - М.: изд. Министерства нефтяной и газовой промышленности СССР, 1991.

33. «Методы добычи вязкой нефти в мире» Морис Б. Дюссо, Университет Ватерлоо Онтарио, Канада, 17 июня 2008.

34. Методы управления парогравитационным воздействием с помощью двухустьевых скважин / М.И. Амерханов и др. // Нефтяное хозяйство. - 2008. -№ 7. - С. 64-65.

35. Некоторые вопросы реализации водогазового воздействия на Восточно-Перевальном нефтяном месторождении / Зацепин В.В., Черников Е.В. // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 2. - С. 44-47.

36. ОСТ 153-39.0-050-2003. Оценка технологической эффективности геолого-технических мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти.

j 171

37. OCT 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях (утвержден приказом Минестерства нефтяной промышленности от 07.04.1986 № 197) - 16 с.

38. Отчет о результатах сейсморазведочных работ MOB ОГТ 3D на Тазовской площади: Отчет в 3-х книгах / ООО «Парадайм Геофизикал». -Москва, 2008.

39. Первые результаты опытно-промышленных работ по паротепловому воздействию на Ашальчинском месторождении / P.C. Хисамов и др. // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 7. - С. 47-49.

40. Пересчет запасов газа и нефти и технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти сеноманской газонефтяной залежи Тазовского месторождения Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области: Отчет в 3-х томах / ООО «ЦНИП ТИС». - Москва, 2005.

41. Пересчет запасов газа и нефти и технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти сеноманской газонефтяной залежи Тазовского месторождения: Отчет о НИР / ООО «ЦНИП ГИС». - Москва, 2011.

42. РД 153-39.0-047-00. Регламент по созданию постоянно действующих reo лого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. -М.: Минтопэнерго, 2000. - 150 с. (утвержден приказом Минэнерго РФ от 10.03.2000 №67).

43. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. - М.: ВНИИнефть, 1996. -95 с.

44. Сенцов А.Ю. Обобщение отечественного и мирового опыта разработки месторождений с высокой вязкостью нефти и некоторые рекомендации по дальнейшей разработке Северо-Комсомольского месторождения. // Доклады на отраслевой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири» 27-28 мая 2003. Часть III. - Тюмень, 2004.

I 172

45. Степанова Г.С. Газовые и водотазовые методы воздействия на нефтяные пласты. - М.: «Газоил пресс», 2006. - 200 с.

46. Сургучев M.JL Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985. - 313 с.

47. Техническое обеспечение работ по отбору и анализу изолированного керна. Отчет о работах на скважинах №№ 80 и 82 Тазовского месторождения: Отчет о НИР / ЗАО НЛП «СибБурМаш». - Тюмень, 2004.

48. Технологическая схема разработки месторождения Оха с применением теплового воздействия на пласты. Отчет ВНИИ по теме 278 за 1978 г., фонды ВНИИ, 183 с.

49. Технологическая схема разработки Русского месторождения. - Отчет ВНИПИтермнефть за 1988 г. Фонды ВНИПИтермнефть, 406 с.

50. Циклическая закачка пара в Кувейте: Экспресс-информ. Сер. Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений: Зарубежный опыт // ВНИИОЭНГ. - М.: 1988. - Вып. 4. - 23 с.

51. Юдаков А.Н., Дубив И.Б., Мулявин С.Ф. Эффективность применения одновременно-раздельной закачки на ЮЛТ Приобского месторождения // Бурение и нефть. - 2009. - № 5. - С. 36-39.

52. Ягафаров Ю.Н. Основные направления и перспективы разработки нефтяных месторождений юга Башкортостана / Ю.Н. Ягафаров // Нефтяное хозяйство. - 2002. - №4. - С. 51-54.

53. Asin R. Applicability of VAPEX process to Iranian Heavy Oil Reservoirs // SPE paper 92720 presented at the SPE Middle East Oil & Gas Show 15 March 2005.

54. Bott Richard C. Cyclic Steam Project in a Virgin Tar Reservoir // URL: www.onepetro.org/mslib/servlet/onepetroprevicw?id=00001650.

55. Burgell C.G. Steam Displacement - Kern River Field / C.G. Burgell // SPE 40th Annual California Regional Fall Meeting, held in San Francisco, Nov, 6-7, 1969.-SPE 2738.

I 173

56. Butler R. Horizontal Wells for the Recovery of Oil, Gas and Bitumen,

1994.

57. Butler R. Thermal Recovery of Oil and Bitumen // Inc. New-Jersey, 1991.

58. Chan M.Y.S., Fong J. Effects Of Well Placement And Critical Operating Conditions On The Performance of Dual Well SAGD Well Pair In Heavy Oil Reservoir // SPE paper 39082

59. CSUG/SPE 137171 «Investigation of Polymer-Enchanced Foam Flooding With Low Gas/Liquid Ratio for Improving Heavy Oil recovery» H.Pei, G.Zhang, J.Ge, J.Wang, B.Ding, X.Liu, China University of Petroleum 2010.

60. Dale R. Fair, Cheryl L. Trudell, Tom J. Boone, George R. Scott, and Brian C. Speirs, Imperial Oil Resources Ltd.: Cold Lake Heavy Oil Development - A Success Story In Technology Application // URL: www.onepetro.org/mslib/servlet/onepetropreview?id=IPTC-12361-MS.

61. Das S.K. Vapex: An Efficient Process for the Recovery of Heavy Oil and Bitumen // SPE paper 50941 presented at the SPE International Thermal Operations Symposium held in Bakersfield, California, 10-12 February, 1997.

62. ECLIPSE PVTi User's Guide. - Schlumberger, 2003.

63. Evaluation and Treatment of Organic and Inorganic Deposition in the Midway Sunset Field, Kern County, California / D. M. Bilden and others // 60th California Regional Meeting held in Ventura, California, April 4-6, 1990. - SPE 20073. - 1990.

64. Huberto A. Mendoza, Jose J. Finol, and Roger M. Butler. SAGD, Pilot Test in Venezuela // SPE paper 53687.

65. Huerta, M. Alberta Heavy Oil & Bitumen: Tackling the Challenge / M. Huerta // Tatarstan-Alberta Heavy Oil Seminar Kazan, 22 May 2007. - 2007.

66. Improved Oil Recovery by Flank Waterflooding in the Lagunillas 07 Reservoir, Venezuela: A Case Study / I.S. Agbon and others // SPE / DOE Improved Oil Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma, 13-17 April 2002. - SPE 75199.

67. Large Scale Integrated Reservoir Study: The Bachaquero Intercampos Experience / D. Lopez and others // SPE Latin American and Caribbean Petroleum

Engineering Conference held in Caracas, Venezuela, 21-23 April 1999. - SPE 53996.

1 . 1

68. Layrisse I. Heavy Oil Production in Venezuela: Historical Recap And

Scenarios For Next Century / I. Layrisse // SPE International Symposiumon Oilfield Chemistry held in Houston, Texas, 16-19 February 1999. - SPE 53464.

69. Liu Shangqi, Gao Yongrong, Hu Zhimian, Yang Naiqun, Zhang Liping, Hu Suning. Study on Steam Assisted Gravity Drainage with Horizontal Wells for Super-Heavy Crude Reservoir // № 1998.217.

70. Maurice B. Dusseault, El-Sayed S. Heavy-Oil Production Enhancement by Encouraging Sand Production // SPE paper 59276.

71. McGee James H., Lagoven S.: The Jobo Steam flood Project: Evaluation of Results // URL: www.onepetro.org/mslib/servlet/onepetropreview?id=00015649.

72. Peng D.Y., Robinson D.B. «А New Two-Constant Equation of State». Industrial and Engineering Chemistry, Fundamentals, Vol. 15, No. 1, 1976, p. 59-64.

73. Ph.D. M.B. Standing. Notes on relative permability relationships -Norwegian Institute of Technology, University of Trondheim, 1974.

74. R.J. Chalatwnykand B, Wagg T. The Mechanisms of Solids Production in Unconsolidated Heavy-Oil Reservoirs // SPE paper 23780.

75. Review of Phase A Steam-Assisted Gravity-Drainage Test: A Underground Test Facility / N.R. Edmunds, J.A. Kovalsky, S.D. Gittins, E.D. Pennacchioli // SPE paper 21529.

76. Robertson // SPE International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium and International Well Technology Conference held in Calgary, Alberta, Canada, 4-7 November 2002. - SPE / Petroleum Society of CIM / CHOA 78990.

77. Salazar A., Sanchez N., Martinez C., Colonomos P. Interpetatin of field tests of cyclic steam/gas injection in the Tia Juana field, Bolivar Coast, Western Venezuela // IV Мировой конгресс добычи тяжелых нефтей и битумов. 1988. -Том4.-с. 545-561.

78. SPE 129899 «Potential for Polymer Flooding Reservoirs with Viscous Oils» R.S.Seright, SPE, New Mexico Petroleum Recovery, 2010.

79. SPE 129910 «Inaccessible Pore Volume of Associative Polymer Floods» M. Pancharoen (Stanford), M. R.Thiele (Streamsim/Stanford), and A. R.Kovcek (Stanford), 2010.

80. SPE 131261 «Experimental Study of Hydraulic Fracturing Caused by Polymer Injection in Unconsolidated Heavy Oil Reservoirs» Jian Zhou, SPE, Yufei Dong, SPE, C.J. de Pater, SPE and Pacelli L.J.Zitha, SPE.

81. SPE 132850 «Nonisothermal Assessment on the Performance of Polymer Flood in the Reservoir with Elevated Temperature».

82. SPE 138728 «Preliminary Assessment of Tambaredjo Heavy Oilfield Polymer Flooding Pilot Test» R.Manichand, Staatsolie; J.L.Mogollon, Halliburton; and S.Bergwijn, F.Graanoogst, and R.Ramdajal, Staatsolie 2010.

83. SPE 3879 «Simulation of Oil Recovery by Polymer Slug Injection» Kermitt W. Walrond, Shell Oil Company, and S. M. Farouq Ali, The Pennsylvania State University.

84. SPE 39613 «A successful ASP flooding Pilot in Gudong Oil Field» Qu Zhijian, Zhang Yigen, Zhang Xiansong and Dai Jialin, Shengi Petroleum Administrative Bureau, China, 1998.

85. SPE 78711. «Mature Waterfloods Renew Oil Production by Alkaline-Surfactant-Polymer Flooding» Kon Wyatt, Malcolm J. Pitts, and Harry Surkalo, Surtek, Inc, 2002.

86. SPE 88500 «Methane Pressure Cycling Process with Horizontal Wells for Thin Heavy Oil Reservoirs» Mingzhe Dong, SPE, PTRC, Sam Huang, SPE, SRC and Keith Hutchence, SRC, 2004.

87. SPE 89357 «Development of Gass Assisted Gravity Drainage (GAGD) Process for Improved Light Oil Recovery», 2004.

88. Stone H. Vertical conformance in an alternating water miscible gas flood. -SPE 11130, 1982.

89. Surguchev L. Optimum water alternate gas injection schemes for stratified reservoir. - SPE 24646, 1992.

90. Vittoratos E., Scott G. R., Beattle C. J. Cold Lake cyclic steam stimulation: a multiwebb process // SPE Reservoir Engineering, 1990. v. 5. - № 1. -p. 19-24.

91. Yazdani Ali J., Maini Brij B. Effect of Drainage Height and Grain Size on the Convective Dispersion in the Vapex Process: Experimental Study // SPE paper 89409 presented at the 2004 SPE/DOE Fourteenth Symposium on Improved Oil Recovery held in Tulsa, Oklahoma, U.S.A., 17-21 April 2004.