Исследование процессов притока высоковязких нефтей в слабосцементированных коллекторах тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Сидоров, Игорь Вадимович

• Сидоров, Игорь Вадимович
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Сидоров, Игорь Вадимович

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ ОСОБЕННОСТЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКХ НЕФТЕЙ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЙ ДОБЫЧИ

1.1 Анализ ресурсной базы высоковязких нефтей

1.2 Термические технологий разработки месторождений высоковязких нефтей

1.3 Критерий применимости технологии добычи высоковязких нефтей

1.4 Технология воздействия нагретой водой

1.4.1 Анализ результатов добычи ВВН воздействием горячей водой

1.5 Пароциклическое воздействие

1.5.1 Анализ эффективности добычи ВВН с применением пара

1.6 Механизм внутрипластового горения

1.7 Технология парогравитационного воздействия с применением двух горизонтальных скважин

Вывод по разделу 1

2 ОПЫТНО ПРОМЫШЛЕННЫЕ РАБОТЫ И АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КАТАНГЛИ

2.1 Геологическое строение месторождения и залежей

2.1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

2.1.2 Тектоническое строение

2.1.3 Характеристика нефтегазоносности и геологического строения продуктивных пластов

2.2 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

2.2.1 Литологическая характеристика пород и фильтрационно-емкостных

свойств по керну

2.4 Характеристика текущего состояния разработки месторождения

Выводы по разделу 2

3 ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ФИЛЬТРАЦИИ И ВЫТЕСНЕНИЯ

ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И РАЗРАБОТКА УТОЧНЕННОЙ МОДЕЛИ ВЫТЕСНЕНИЯ ВЯЗКОПЛАСТИЧНОГО ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА

3.1 Особенности фильтрации высоковязких нефтей

3.2 Особенности вытеснения вязкопластичной нефти водой

3.3 Анализ работ по изоляции водопескопроявлениям на скважинах месторождений «РН-САХАЛИНМОРНЕФТЕГАЗ»

Выводы по разделу 3

4 ОБОСНОВАНИЕ СХЕМ РАЗМЕЩЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА СЕВЕРНОМ УЧАСТКЕ I БЛОКА I ПЛАСТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ КАТАНГЛИ

4.1 Обоснование численной модели участка залежи месторождения Катангли

4.2 Результаты расчета термического воздействия на участке залежи месторождения Катангли

4.3 Обоснование технологий и рабочих агентов воздействия на пласты

4.4 Выбор плотности и размещения скважин

4.5 Технологические показатели вариантов разработки

4.6 Результаты пароциклической эксплуатации горизонтальных скважин в условиях строения I блока I пласта месторождения Катангли

4.7 Результаты внедрения технологии площадной циклической закачки пара

Выводы по разделу 4

ЗАКЛЮЧЕНИЕ, ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование процессов притока высоковязких нефтей в слабосцементированных коллекторах»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования

В России месторождения высоковязкой (более 30 мПа-с) нефти (ВВН) (геологические запасы оцениваются в 7,2 - 11,0 млрд. т.) расположены в ЗападноСибирской (54 % геологических запасов страны), Волго-Уральской (26 %) и Тимано-Печорской (17%) нефтегазоносных провинциях (НГП) Добыча ВВН ведется с применением паротеплового воздействия (ПТВ), пароциклической обработки ПЗП, воздействия горячей водой (ВГВ), внутрипластового горения. Эти методы имеют ряд технологических модификаций, требующих обоснования их применения с учетом геолого-физической характеристики конкретных залежей. ООО «РН - Сахалинморнефтегаз» разрабатывает месторождения о. Сахалин (Катангли, Уйглекуты и др.) на грани рентабельности с 30-х годов прошлого столетия. Низкая эффективность разработки вызвана малыми начальными дебетами скважин (2-9 т/сут) и их быстрым падением при работе залежи на упругом режиме, сопровождается разрушением прискважинной зоны пластов и выносом песка вследствие слабой сцементированности коллектора. Введение системы поддержания пластового давления (ППД) закачиванием холодной воды, циклической закачки пара через наклонно-направленные скважины не принесло эффекта.

В этой связи актуально научное обоснование и совершенствование известных технологий добычи высоковязких нефтей с целыо их применения в геолого-физических условиях месторождений о. Сахалин.

Степень разработанности темы исследовании

Проблемам разработки месторождений высоковязких нефтей посвящены труды многих отечественных и зарубежных авторов. Теоретическими основами притока вязкопластичной нефти к забоям скважин занимались: Баренбалатт Г.И., Боксерман A.A. Горбунов А.Т., Грачев С.И., Желтов Ю.В., Мирзаджанзаде А.Х., Коротенко В.А., Розенберг М.Д., Сургучев М.Л., Телков А.П. Опыт разработки месторождений ВВН обобщен в работах Бурже Ж., Комбарну М., Мартос В.Н., Сурио П. Ими показано, что одним из наиболее эффективных методов является

паротепловое дренирование рядами горизонтальных скважин. Однако в их работах рассмотрены месторождения с большой глубиной залегания продуктивных коллекторов и, как следствие, отсутствием проблем разрушения прискважинной зоны. Проблемы формирования эффективных систем разработки рассмотрены в работах: Джавадяна A.A., Жданова С.А., Закирова С.Н.

Результаты внедрения различных систем разработки месторождений ВВН, новые технологии добычи и повышения коэффициента извлечения нефти подробно рассмотрены в работах Антониади Д.Г., Валеева М.Д., Кудинова В.И. и Рузина JI.M. В их работах показано, что применением горизонтальных скважин возможно значительно повысить нефтеотдачу.

Несмотря на значительное количество теоретических работ и результатов анализа эффективности применения различных технологий разработки месторождений ВВН проблема эффективной добычи высоковязкой нефти из слабосцементированных и залегающих на относительно небольшой глубине (до 500 м) коллекторов остается не решенной.

Цель работы повышение эффективности выработки запасов залежей высоковязких нефтей в слабоцементированных коллекторах на основе уточненной модели вытеснения вязкопластичного пластового флюида с применением горизонтальных скважин.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является продуктивный пласт, содержащий высоковязкую нефть; предметом - процессы фильтрации и вытеснения высоковязкой нефти теплоносителем.

Основные задачи исследования

1. Анализ геолого-физических особенностей объекта исследования влияющих на выбор эффективной технологии добычи высоковязких нефтей.

2. Обобщение результатов опытно-промышленных работ и анализ разработки месторождения Катангли.

3. Исследование особенностей фильтрации и вытеснения высоковязких нефтей и разработка уточненной модели вытеснения вязкопластичного пластового флюида

4. Исследования влияния разрушения прискважинной зоны пласта на скорость движения фронта вытеснения.

5. Обоснование оптимального положения и режима эксплуатации горизонтальных скважин при разработке месторождений с высоковязкими нефтями.

6. Промысловая апробация разработанной технологии площадной циклической закачки пара через системы горизонтальных скважин на северном участке блока I пласта I месторождения Катангли.

Научная новизна выполненной работы

1. Получено уравнение пьезопроводности при фильтрации вязкопластичной нефти (ВПН) из решения которого определяется время выработки запасов при закачке холодной воды, позволяющее определить оптимальный темп разработки залежи.

2. Установлено, что при вытеснении ВПН водой гидродинамический фронт вытеснения зависит от начального градиента давления и технологических показателей процесса.

Теоретическая значимость работы

1. Изложены элементы теории фильтрации высоковязких нефтей для определения оптимальных режимов эксплуатации скважины и процесс поршневого вытеснения высоковязкой нефти холодной водой при пластовой температуре.

2. Изучены факторы, оказывающие влияние на процесс вытеснения высоковязкой нефти различными агентами (холодная или нагретая вода, пар различной температуры и насыщенности) при разных технических средствах воздействия на пласт (система скважин с горизонтальным окончанием ствола, наклонно-направленные скважины, шахтный способ) и технологических показателях их работы (непрерывное или циклическое воздействие);

3. Проведена модернизация существующих математических моделей вытеснения высоковязкой нефти водой, обеспечивающая получение новых результатов по теме диссертации - описание влияния приведенного радиуса скважины на время продвижения гидродинамического фронта вытеснения.

Практическая значимость работы

1. Разработанная технология термокапилярного дренирования высоковязких нефтей с применением двух горизонтальных скважин с синусоидальным профилем внедрена при разработке пласта I блока I месторождения Катангли, что обеспечило дополнительную добычу нефти по пяти скважинам в размере 3500 тонн, за 4 месяца.

2. Для геолого-физических условий месторождений высоковязких нефтей о. Сахалин разработана и апробирована модель площадной циклической закачки теплоносителя через систему горизонтальных скважин.

3. Разработанная технология площадной циклической закачки пара утверждена в качестве основного проектного решения для разработки месторождений высоковязкой нефти Уйглекуты и Катангли с программой гидродинамических исследований скважин на основе полученного решения уравнения пьезопроводности ВПН.

Методология и методы исследования

Для достижения цели диссертационного исследования в работе использована совокупность методов научного познания - вычислительные эксперименты, промысловые эксперименты; использованы современные средства гидродинамического моделирования.

Положения, выносимые на защиту

1. Уравнения пьезопроводности для процесса вытеснения ВПН.

2. Система разработки залежей ВПН путем площадной циклической закачки теплоносителя горизонтальными скважинами.

Степень достоверности результатов работы

Достоверность научных положений подтверждена сходимостью теоретических и экспериментальных данных, подтвержденной с помощью методов математической статистики. Авторские результаты согласуются с

опубликованными экспериментальными данными по теме диссертации. Выполнен анализ практики разработки месторождений высоковязких нефтей в России и мире, обобщение передового опыта использования горизонтальных скважин при разработке месторождений углеводородов и практики применения тепловых методов воздействия на продуктивные пласты.

1 АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ ОСОБЕННОСТЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКХ НЕФТЕЙ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЙ ДОБЫЧИ.

1.1 Анализ ресурсной базы высоковязких нефтей

л

Во времена СССР нефти с плотностью 880 - 910 кг/м было принято относить к тяжелым нефтям [1], потому, что существовавшие установки по деэмульсации нефти могли перерабатывать нефть с плотностью не более 910 кг/м3. Для того чтобы переработать нефть большей плотности необходимо было применять особые технологии. В связи, с чем нефть плотностью (910 - 960 кг/м ) приравнивались к сверхтяжелым [2]. В настоящее время нефть классифицируются согласно ГОСТ Р 51858-2002 (табл. 1.1-1.4):

Таблица 1.1 - По содержанию парафинов

Содержание парафина Типы нефтей

До 1,5% Малопарафшшстые

От 1,5 до 6% Парафинистые

Более 6 % Высокопарафинистые

Таблица 1.2 - По содержанию асфальтенов и смол

Содержание Типы нефтей

До 5% Малосмолистые

От 5 до 15% смолистые

Более 15 % Высокосмолистые

Таблица 1.3 - По плотности

Плотность нефти при 15°, кг/м3 Плотность нефти при 20°, кг/м3 Типы нефтей

До 834,5 До 830 Особо легкая

От 834,5 до 854,4 От 830 до 850 Легкая

От 854,4 до 874,4 От 850до 870 Средняя

От 874,4 до 899,3 От 870 до 895 Тяжелая

Более 899,3 Более 895 Битуминозная

Таблица 1.4 - По вязкости

Вязкость нефти, мПахс Типы нефтей

<5 С незначительной вязкостью

>5 <10 Маловязкая

>10 <30 С повышенной вязкостью

>30 Высоковязкая

К высоковязким чаще всего относят нефти с вязкостью более 30 мПа-с, что

соответствует пределу, за которым обычно начинаются осложнения при добыче нефти и рост себестоимости [3]. Однако отстаивались и другие пределы этого значения — 10,40 и 50 мПа-с[4 - 6].

Э.М. Халимов с соавторами [3] предложили разделить высоковязкие нефти (ВВН) на три группы: первая группа характеризуется изменением вязкости в диапозоне от 30 - 100 мПа-с и плотности 834 - 929 кг/м3, вторая группа характерезуется изменением вязкости в диапозоне от 100 до 500 мПа-с и изменением плотности в диапозоне 882 - 955 кг/м3 и третья группа характерезуется изменением вязкости выше 500 мПа-с и плотностью > 934 кг/м3.

В докладе американских и канадских ученых на XII конгрессе было предложено распределить жидкие углеводороды по плотности и вязкости следующим образом [7] (табл. 1.5);

Таблица 1.5- Классификация жидких углеводородов по плотности и

вязкости

Нефть Плотность, Kr/MJ Вязкость, мПа-с

Легкая Менее 870 Менее 50

Средняя 870 - 920 50- 1000

Тяжелая 920- 1000 1000- 10000

Сверхтяжелая Более 1000 1000- 10000

Природные битумы 1003 - 1100 Более 10000

Нефть плотностью выше 870 кг/м3 относится к тяжелым, вязкость превышающей 30 мПахс считается высоковязкой.

По стандарту Американского нефтяного института (API) жидкая

л

углеводородная смесь с плотностью более 934 кг/м относится к тяжелым [8]. В США нефть с плотностью 959 кг/м отнесли к тяжелой и сняли ограничения на цену при утверждении закона [9], однако были предложения принять более низкие значения (до 904 кг/м3) [10].

В западных нефтедобывающих странах к тяжелым нефтям, как правило, относили нефти с плотностью свыше 904 кг/м3 [11]. Нередко нефти с плотностью

л

904 - 934 кг/м относят к средним по плотности, а к тяжелым — нефти тяжелее 934 кг/м3 [12].

Отличие между высоковязкими нефтями и природными битумами также условна, в связи с чем приводимые различными исследователями оценка ресурсов и запасов таких углеводородов, могут существенно различаться [13].

По данным исследования мировые запасы природных битумов и высоковязких нефтей оцениваются в 0,5 - 1 трл. т [6, 14]. Основные запасы этого углеводородного сырья сконцентрированы в нефтегазоносных районах Канады, Венесуэлы, США, Аргентины, Кувейта, Индонезии, России и ряда других стран. По данным некоторых исследователей в песчаниках и карбонатных отложениях Канады сконцентрировано 280 - 415 млрд.т природных битумов и ВВН, в Венесуэле 100 - 320 млрд т, в США —21 -31 млрд т [2, 6, 14, 15].

По данным [14] ежегодная мировая добыча тяжелой нефти с 1993 по 2001 г.

л

увеличилась более чем в 2 раза и составила 470,4 млн. м . В 2001 г. добыча углеводородов этой категории составила 21,1 % от годового мирового производства нефти.

Примерно половина нефтедобывающих стран, наряду с легкими, добывают и тяжелые нефти [16-19]. Объемы добычи нефти в основных нефтедобывающих странах представлены на рисунке 1.1.

Геологические запасы высоковязких нефтей в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПНГП) оценивается около 975,1 млн. т. Крупнейшие месторождения в Российской Федрерации находится в пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения с запасами 733,5 млн. т. и 241,6 млн. т. в пределах Ярегского месторождения. В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в промышленной разработке находятся только два месторождения: Усинское и Ярегское. По Ярегскому месторождению добыто 21,2 млн. т., а по Усинскому месторождению добыто 48,8 млн. т. Значительная часть запасов залежей высоковязких нефтей в ТПНГП находится в карбонатных коллекторах (Усинского, Тендонского, Тобойского, Западно-Хаседаюсского, им. Романа Требса, Суборского месторождения).

Рисунок 1.1- Добыча вязкой нефти в странах мира (на рисунке принято «доля добычи в стране, %» - отношения добычи высоковязкой нефти к общей добыче нефти в стране; «добыча, млн.м3» - суммарная добыча нефти в стране). Сводные данные по запасам ВВН в мире представлены в таблице 1.6.

Таблица 1.6 - Данные по запасам высоковязких нефтей

Характеристика Величина, млн. т

Мировые запасы высоковязких нефтей 8110000

Мировая добыча высоковязких нефтей 440

Мировые запасы нефтей средней и малой вязкости 162000

Запасы высоковязких нефтей на территории стран СНГ (А+В+С)) 7390

Российская Федерация 6236

Казахстан 726

Азербайджан 389

В соответствие с [20] по состоянию на 01.01.1988 г. запасы нефти с вязкостью более 30 мПа-с, числившиеся на государственном балансе бывшего СССР, оценивались в 8,6 млрд. т. и распределялись по категориям следующим образом:

• остаточные балансовые запасы категорий А+В+С1 — 7,4 млрд. т.;

• балансовые запасы категории С1 — 729 млн. т.,

• забалансовые запасы — 486 млн. т.

Остаточные извлекаемые запасы категорий А+В+С1 и категории С2 составляют 1,4 млрд. т. и 118 млн. т. Большая часть остаточных балансовых запасов высоковязких нефтей промышленных категорий на территории сосредоточена в Содружества независимых государств (СНГ) трех странах: России (6,2 млрд. т.), Казахстане (726 млн. т.) и Азербайджане (389 млн. т.). Всего в этих странах содержалось 7,4 млрд. т. высоковязких нефтей промышленных категорий или 99,5 % от запасов по всем странам СНГ.

По состоянию на 01.01.1988 г. на территории России геологические запасы ВВН с вязкостью более 30 мПа-с составляли 7,3 млрд. т. и распределялись по категориям следующим образом:

• остаточные геологические запасы категорий A+B+Ci — 6,2 млрд. т.;

• геологические запасы категории С2 — 648 млн. т;

• забалансовые запасы — 441 млн. т.

Остаточные извлекаемые запасы по категориям A+B+Ci составляли 1,1 млрд. т. и по категории С2 101 млн. т.

Основная часть геологических запасов высоковязких нефтей категорий А+В+С1 на территории Российской Федерации находятся в 8 субъектах (таблица 1.7). 46.7 % от общих геологических запасов категорий А+В+С1 рассматриваемых объектов или 2,9 млрд. т. высоковязких нефтей находятся на уникальных месторождениях: Усинском, Ван-Еганском, Русском и Северо - Комсомольском.

Запасы залежей ВВН крупных месторождений составляет 21,0 % от общих запасов и оцениваются в 1300 млн. т.

Ван-Еганское месторождение характеризуется наличием множества продуктивных пластов в диапазоне от покурской свиты (ПК) до юрских отложений. Пласты nKi_2 Ван-Еганского месторождения содержат в себе значительные запасы тяжелой, вязкой нефти. Общая нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 20 м, эффективная 9 м.

Таблица 1.7 - Распределение геологических запасов высоковязких нефтей

по уникальным и крупным месторождениям РФ

Субъекты РФ, месторождения Геологические запасы по категориям A+B+Cj, млн. т

Ван-Еганское 1294

Северо-Комсомольское 700

Русское 299

Лксубаево-Мокшинское 75

Степпозерское 50

Ново-Шешминское 35

Архангельское 35

Пурганское 32

Усинское 501

Ярегскос 137

Гремихинское 74

Радаешское 54

Якушинское 48

Северо-Комсомольское месторождение содержит вязкую нефть в объектах ПК1 и ПК18. Нефть данных объектов является вязкой (73 и 51.5 мПа*с), тяжелой (945 и 924 кг/м3).

Пласт ПК! залегает в среднем на глубине 1000-1100 м, ПК18 - 1700 м. В пределах объектов выделяются несколько залежей, имеющих различные эффективные нефтенасыщенные толщины. Средняя общая толщина в пределах залежей изменяется от 88.3 до 95 м для ПКЬ от 35.2 до 39.1 м для объекта ПК18. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 7.6-10.2 м для ПКь 2.0-6.2 м для ПК18. Средняя мощность газовой шапки для ПК1 составляет 10.6-11.9 м, для ПК18 -4.6-5.1 м.

Объекты ПК1 и ПК18 характеризуются сравнительно средними значениями песчанистости (0.66-0.68 для ПКь 0.62-0.73 для ПК18), высокой расчлененностью (31.6-33.1 для ПКЬ 7.7-10.5 для ПК]8). Пласт ПК1 представлен в основном рыхлыми песками, слабосцементированными песчаниками с многочисленными прослоями глинистых пород. Пласт ПК18 представлен переслаиванием песчаников, песков, аргиллитов и глин. Коллектор является слабосцементированным с высокой неоднородностью. Средняя проницаемость составляет 250 мД для ПКЬ 119 мД для ПК18, Средняя пористость - 32.5% для ПК1, 25.8% для ПК,8.

Русское газонефтяное месторождение приурочено к терригенным породам верхней части сеноманских отложений, вытянуто в субмеридиальном направлении, осложнено рядом тектонических нарушений. Продуктивные толщины сеноманских отложений (пласты ПК1.7) залегают на глубине 660-920 м, сложены неоднородными и слабосцементированными песчано-алевролитовыми породами. Основные запасы сосредоточены в объекте ПКЬ расположенного на глубине 800-900 м. Нефтяная оторочка имеет контакт на всей площади с подстилающей водой и на 70% - с газовой шапкой. ПК] представляет собой газонефтяную, массивную, тектонически экранированную залежь., пористость 2637 %, проницаемость 1-1700 мД [21].

Несмотря на то, что нефть является тяжелой (плотность в пластовых условиях 902 кг/м3), высоковязкой (217 мПа*с - в пластовых условиях, 490 мПа*с - в поверхностных), она характеризуется как малосернистая (содержание серы 0.31%), малопарафинистая (1.09%), смолистая (10.1%).

На рис. 1.2 представлено распределение по глубине залегания геологических запасов ВВН в РФ.

%ю 80 70 60 50 40 30 20 10 О

Рисунок 1.2 - Распределение по глубине остаточных балансовых запасов промышленных категорий А+В+С1 в РФ.

Большая часть высоковязких нефтей категорий А+В+С1 залегающих на глубинах до 1000 м сосредоточена в республиках Коми и Татарстан, доля которых составляют 9,4 % от общих запасов или 589 млн. т. Высоковязкая нефть, залегающая на глубине от 1000 м до 1500 м доля от общих запасов ВВН промышленных категорий составляет 86 % или 5.4 млрд. т. Они приурочены к

у У у у-

1

тз 1 Т»--) 1 "■:>

от 1000 м от 1000 до свыше 1500 м 1500 м

месторождениям республик Татарстана, Коми, Удмурти и областей Самарской, Арахангельской и Тюменской. На глубинах свыше 1500 м доля запасов ВВН промышленных категорий составляет 4,5 %, а объем оценивается в 278 млн. т.

1.2 Термические технологий разработки месторождений высоковязких нефтсй

Тепловые (термические) методы - это гидродинамическое и термодинамическон воздействии на пласт за счет одновременного наложения эффектов просиходит повышение нефтеотдачи. Тепловое воздействие на пластовую среду охватывает все ее компоненты (твердые, жидкие, газообразные), происходит изменение фильтрационных характеристик коллектора, вызваенное ослаблением структурно-механических свойств породы. Происходит улучшение условий для капиллярной пропитки, уменьшение вязкости нефти, увеличение ее подвижности, переходом компонентов нефти в газообразное состояние, улучшение условий смачиваемости вытесняющего агента и, как следствие, увеличении коэффициента вытеснения, коэффициента охвата и конечной нефтеотдачи [22 - 26].

Тепловые методы, предусматривающие воздействие на нефтяной пласт, сопровождаются фазовыми переходами, изменениями характеристик коллектора и насыщающих его флюидов, управлять которыми в конкретных геологических условиях - одна из главных задач, стоящих перед широким развитием термических методов добычи нефти [27 - 32].

В настоящее время тепловые методы являются наиболее эффективными при разработке месторождений высоковязких нефтей и являются приоритетными среди других методов. Высоковязкая нефть - ценный энергетический и нефтехимический ресурс, однако разработки её месторождений в настоящее время ослажнена в связи с недостаточным разхвитием рентабельных технологий эксплуатации подобных месторождений [33].

Таким образом, задачи развития термических методов связаны с решением комплекса сложных научных и технических проблем, а также с проектированием

и строительством скважин для тепловых методов добычи нефти [34]. Решение этих проблем позволит существенно повысить темпы внедрения тепловых методов, а следовательно, получить значительную эффективность за счет повышения КИН до 55 - 60 %.

Известны методы разработки месторождений ВВН с применением паротеплового воздействия (ПТВ), пароциклической обработкии ПЗП, воздействия горячей водой, паром и внутрипластового горения. Каждый из них имеет ряд технологических модификаций, требующих обоснования его применения в конкретных геолого-физических условиях.

Технологии разработки высоковязких нефтей прошли опытно-промышленную апробацию в Канаде (более 40 лет), Венесуэле (более 60 лет) и США (более 90 лет). В мировой добычи ВВН 95 % добыто скважинным способом и около 5 % карьерным [35]. Накоплен уникальный опыт разработки Ярегского месторождения ВВН на естественном режиме. Дальнейшая его разработка ведется с применением закачки пара и шахтно-скважинным способом, ежегодная добыча составляет около 0,5 млн. т высоковязкой нефти.

За рубежом в последние годы широко начали применять газовые и микробиологические методы. Разработкой месторождений на естественном режиме и с воздействием на пласт приходится более половины добываемых в мире высоковязких нефтей и природных битумов. Максимальная нефтеотдача пласта достигается в пластах с вязкостью нефти 30 - 100 мПас.

Другими способами повышения нефтеотдачи, т.е. третичными методами, являются: «...внутрипластовое горение, применение теплоносителей, использование катализаторов окислительных процессов и химических реагентов, закачка углекислого газа и различных растворителей, микробиологическое воздействие, электропрогрев» [36].

На практике широко применялись различные способы теплового воздействия на нефтенасыщенные залежи. В начале развития термических методов увеличения нефтеотдачи много времени посвятили внутрипластовому горению (ВГ) и его модификациям, таким как: прямоточному и противоточному

горению, влажному внутрипластовому горению (ВВГ), горению с отраженным фронтом [37]. В настоящее время добыча ВВН с применением ВГ не превышает 0,5 % в мировом объеме добычи ВВН. Основными технологиями добычи ВВН и ПБ являются: пароциклическая обработка скважин (ПЦО), закачка в пласт теплоносителя, площадное паротепловое воздействие (ПТО) и их модификации. При этом в США в последнее время преобладает площадная закачка пара (ПЗП), а в Венесуэле и других странах мира циклическая закачки пара (ЦЗП), или как называют в России - метод тепловых оторочек. Основной недостаток циклического закачки пара является низкая нефтеотдача по сравнению с площадной закачкой пара. Преимущество ЦЗП является то, что он гораздо экономичен, отличается пониженным коэффициентом паронефтяного отношения и небольшим сроком окупаемости.

В России тепловые методы впервые начали применяться на месторождении Оха в Сахалино-Охотском нефтегазоносном бассейне. С 1962 г. на добывающих скважинах месторождения Оха проводились пароциклические обработки в [38]. Промышленное внедрение тепловых методов и добыча высоковязкой нефти было начато в 1968 г. Полученные результаты свидетельствовали о том, что за короткий срок в пределах выбранного участка проведения опытно-промышленных работ дебиты нефти увеличились в 2 - 3 раза, а нефтеотдача на отдельных участках возросла с 15 до 61 % [39]. В целом по разрабатываемым, с применением теплоносителей, объектам резко возросли отборы, а нефтеотдача повысилась с 14,7 до 26,8 %. По состоянию на 1995 г. за счет тепловых методов здесь было добыто дополнительно 4,9 млн. т нефти [40].

Существенные дополнительные затраты на разбуривание, разработку, добычу и переработку природных битумов и ВВН обусловлены причинами, которые можно разделить на четыре группы

Первая группа причин связана с аномально высокой вязкостью природных битумов и ВВН, в десятки, сотни, а порой и в тысячи раз превышающей вязкость мало- и средневязкой нефти, что значительно повышает затраты на следующие технологические операции:

1. Вытеснение ВВН к забою скважин.

2. Подъем добываемой жидкости от забоя до устья, сбор, транспорт от устьев скважин до сборного пункта подготовки. Особенно заметно эти затраты увеличиваются в осенне-зимний период.

3. Первичная подготовка битумных и высоковязких нефтей, включающая сепарацию, деэмульсацию и обессоливание, требует кратного увеличения расхода реагентов и энергии для нагрева с целью снижения вязкости.

4. Транспорт нефти от пункта подготовки до пункта переработки, который особенно затруднен осенью и зимой и связан с необходимостью снижения вязкости путем попутного подогрева или применения других дополнительных дорогостоящих мероприятии.

Вторая группа причин обусловлена повышением стоимости процесса переработки ВВН и природных битумов по существующей, общепринятой технологии глубокой переработки нефтяного сырья, в основном, на моторное и реактивное топливо, что в настоящее время является основным ликвидным товаром. Тяжелые и высоковязкие нефти содержат до 60 % и более смол и асфальтенов, имеющих такие «вредные» примеси, как органические соединения кислорода, серы и металлов, что делает весьма дорогой и проблематичной их глубокую переработку на моторное и реактивное топливо. Этим объясняется низкие сортность и цена ВВН и природных битумов на отечественном и мировом рынках [41].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Сидоров, Игорь Вадимович, 2015 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ источников

1. Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов. РД 39-1-159. М.: Мшнефтепром, 1979. — 27 с.

2. Позднышев Г.Н. Особенности подготовки тяжелых высоковязких нефтей / Г.Н. Позднышев, Р.И. Мажуров, Ю.В. Сидурин // Обзор., информ. ВННИОЭНГ. Сер. «Нефтепромысловое дело»; Вып. 9 (58), — М, 1983. — 36 с.

3. Халимов Э.М. Геология месторождений высоковязких нефтей СССР / Э.М. Халимов, И.М. Климушин, Л.II. Фердман // Справ, пособие. — М: Недра, 1987. — 174 с.

4. Веревкин К.И. Классификация углеводородов при выборе методов их добычи / К.И. Веревкин, Р.Н. Дияшев // Нефтяное хозяйство - 1982. - №3. - С. 31-34.

5. Скороваров Ю.Н. Свойства высоковязких нефтей месторождений СССР / Ю.Н. Скороваров, Г.Ф. Требин, Ю.В. Капырип // Геология нефти и газа. - 1985. - № 2. - С. 24-27.

6. Вахитов Г.Г. / Г.Г. Вахитов, В.Д. Морозов, Р.Х. Сафиуллин // Проблемы скважинной разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов за рубежом: Обзор, информ. ВНИИОНГ. Сер. «Нефтепромысловое дело»; Вып. 19 (126).-М, 1986.-49 с.

7. Сургучев М.Л. Мировые запасы и ресурсы нефти, природного газа, тяжелых нефтей, битумов и нефтяных сланцев / М.Л. Сургучев // Нефтяное хозяйство. - 1988. - № 10. - С. 57-60.

8. Oiiweek.—1980. — Vol. 31,—№34. — P. 12.

9. World Oil. — 1980. — Vol. 190, №7. — P. 157—164.

10. J. Petrol. Tech. — 1977. — Vol. 29, №2. —P. 105—109.

11. Oil and Gas J. — 1979. — Vol. 77, № 12. —P. 295.

12. Petroleum Engineer Internation. — 1979. — Vol. 51. № 9. — P. 39.

13. Мартос B.H. Разработка залежей тяжелых и вязких нефтей / В.Н. Мартос // Обзор, информ. Сер. «Нефтепромысловое дело»; Вып. 5 (29). — 1982. — 38 с.

14. Дорохин В.П. Состояние и перспективы добычи тяжелых и битуминозных нефтей в мире / В.П. Дорохин, А.О. Палий //Нефтепромысловое дело.

- 2004. - № 5. - С. 47-50.

15. Гарушев А.Р. Разработка залежей тяжелых нефтей и битумов / А.Р. Гарушев, В.Т. Ишханов, И.А. Воскресенский // Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер. «Нефтепромысловое дело» - 1983. - 33 с.

16. Антониади Д.Г. Состояние добычи нефти методами повышения нефтеизвлечения в общем объеме мировой добычи / Д.Г. Антониади, А.А. Валуйский, А.Р. Гарушев // Нефтяное хозяйство. - 1999. - № 1. - С. 16-23.

17. Report of Second international conference on heavy crude and tar sands // Important Future. - 1982. - Vol. 7, № 1. - P. 3-21.

18. Leonard lim. EOR set to take significant contribution // Oil and Gas J. — 1984.-Vol. 82, № 14. - P. 38-105.

19. UN agencies tally heavy oil, bitumen reserves // Oil and Gas J. —1984. - Vol. 82. - № 20. - P. 66-67.

20. Технико-экономическое обоснование термических методов увеличения нефтеотдачи на период до 2010 года - Краснодар, 1989 г.

21. Федорцов В.К. Освоение и исследование разведочных скважин / В.К. Федорцов, В.Е. Пешков, Ф.К. Салманов // М.: Недра, 1976. - 161 с.

22. Антониади Д.Г. Состояние и проблемы внедрения термических методов повышения нефтеотдачи пластов / Д.Г. Антониади, А.Д. Бичкевский, М.М. Завертайло, В.Г/ Ишханов // Тр. НПО Союзтермнефть. Теория и практика разработки нефтяных месторождений термическими методами. - М.: изд. ВНИИОЭНГ. - 1985. - С. 3-7.

23. Антониади Д.Г. Перспектива развития термических методов добычи нефти в отрасли / Д.Г. Антониади, В.Г. Ишханов, Л.П. Мяшина // Тр. НПО Союзтермнефть. Вопросы технического и технологического обеспечения термических методов добычи высоковязких нефтей. -М.: изд. ВНИИОЭНГ. - 1991.

— С. 3 — 11.

24. Аржанов Ф.Г. Термические методы воздействия на нефтяные пласты / Ф.Г. Аржанов, Д.Г. Антониади, А.Р. Гарушев, В.Г. Ишханов, И.И. Бекух // Недра. -1995.- 192 с.

25. Иванов В. А. Разработка месторождений высоковязких нефтей термическими методами / В.А. Иванов, А.А. Боксерман, В.Г. Ишханов // Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело. - 1986. - Вып. 3. - 55 с.

26. Stashok Y.I. Cyclic gas-steam well stimulations / Y.I. Stashok, D.G. Antoniady, R.T. Drampov, A.R. Garushev // Sixth Eurupean Symposium on Improved Oil Recovery. - 1991, May 21-23, Proceedings. Vol. 1, Book I, p. 105 - 114.

- Stavanger. Norway.

27. Боксерман А.А. Способ разработки нефтяного месторождения / А.А. Боксерман, С.А.Жданов, С.В. Копанев, Д.Г. Антониади // А.с. 16331166 (СССР).

28. Bokserman A. Diverse methods spread thermal EOR in USSR / A. Bokserman, Y. Mamedov, D. Antoniady // Oil & Gas J. - 1991, Oct. 7, Vol. 89, No. 40, p. 82-84.

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

30. Giusti L.E. -CSV makes steam soak work in Venezuela field / L.E. Giusti // Oil and Gas J., 1974, November, № 4.

31. Дошер T.M. Влияние вязкости нефти и толщины продуктивного пласта на эффективность паротеплового воздействия / Т.М. Дошер, Ф. Хассеми // Экспресс

- информ. Сер. Нефтепромысловое дело. - М.: изд. ВНИИОЭНГ. - 1984. - Вып. 1. -Юс.

32. Желтов Ю.П. Математическое моделирование термических процессов воздействия на пласт / Ю.П. Желтов // Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. -М.: Недра, 1990. С. 46-65.

33. Аржанов Ф.Г. Роль и место термических методов в проблеме увеличения нефтеотдачи пластов / Ф.Г. Аржанов, В.Г. Ишханов // Состояние и пути

усовершенствования технологических процессов и технических средств термического воздействия на пласт. - М.: изд. ВНИИОЭНГ, 1990. - С. 3 - 10.

34. Антониади Д.Г. Проектирование и строительство скважин для термических методов добычи нефти / Д.Г. Антониади, И.И. Бекух, А.Р. Гарушев // М.: Недра, 1996.- 112 с.

35. Вахитов Г.Г. Проблемы скважинной разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов за рубежом / Г.Г. Вахитов, В.Д. Морозов, Р.Х. Сафиуллин // Обзор, информ. ВНИИОНГ. Сер «Нефтепромысловое дело»; Вып. 19 (126). - М., 1986. - 49 с.

36. Дорохин В.П. Состояние и перспективы добычи тяжелых и битуминозных нефтей в мире / В.П. Дорохин, А.О. Палий // Нефтепромысловое дело. -2004. -№ 5. -С. 47-50.

37. Мартос В.Н. Разработка залежей тяжелых и вязких нефтей / В.II. Мартос // Обзор, информ. Сер. «Нефтепромысловое дело»; Вып. 5 (29). - 1982. - 38 с.

38. Джавадян A.A. Проблемы разработки месторождений с высоковязкими нефтями и пути их решения / A.A. Джавадян, В.Е. Гавура, В.Н. Сафронов // Нефтяное хозяйство. - 1998. - № 6. - С. 12-17.

39. Халимов Э.М. Геология месторождений высоковязких нефтей СССР / Э.М. Халимов, JT.I I. Климушин, JI.H. Фердман // Справ, пособие. - М.: Недра, 1987. --174 с.

40. Мокропуло И.П. Разработка нефтяных залежей с использованием тепловых оторочек на месторождении Оха // Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения: Материалы совещ. — г. Альметьевск, сентябрь 1995 г. — М.: ВНИИОЭНГ, 1996. — С 228—236.

41. Максутов P.A. Технико-технологические комплексы для разработки залежей высоковязких нефтей и природных битумов / P.A. Максутов, Г.И. Орлов, A.B. Осипов // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 2. - С. 34-37.

42. Бажал А.И. Специфические особенности добычи вязких нефтей / А.И. Бажал, О.В. Борозняк, A.C. Зотов, М.М. Шапченко, В.Г. Горбачев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2007. - № 11. - С. 36-

43. Разработка месторождений тяжёлых и высоковязких нефтей за рубежом. Труды ВНИИОЭНГ. - Москва, выпуск 13 (33), 1989.

44. Oil & Gas Journal 1984, vol 88, №23, pp.138-140

45. Oil & Gas Journal 1984, vol 88, №26, pp.49-53

46. Oil & Gas Journal 2000, vol. 98, №12, pp.39-61

47. Oil & Gas Journal 2002, vol. 100, № 15, pp. 71 -83

48. Кузнецов M.A. Разработка реестра месторождений компании с трудноизвлекаемыми запасами, шаблона применения технологий и алгоритмов расчета вариантов разработки высоковязких нефтей с использованием наиболее эффективных технологий / М.А. Кузнецов, Д.А. Юрьев, П.В. Брюзгин, А.А. Кузнецов, Е.И. Лапухина, А.С. Угрюмов // ООО «РН -СахалинНИПИморнефть». - 2009 - С. 81 -86.

49. Kocheshkov А.А.- Etude de l'influence de divers facteurs sur le processus de deplacement de l'huile par des caloporteurs. / A.A. Kocheshkov, V.I. Khomutov, V.N. Lisicyn // NTSb. Po dobyche nefti, VNII, Nedra, Moscou, vyp 41, p. 99-108 (1971). Traduction Inst. Franc. Du Petrole, russe, 1038/24046 (1976).

50. Fayrs F.J. - Some theoretical results concerning the displacement of a viscous oil by a hot fluid in a porous medium. J. Fluid Mech. Vol. 13, p. 65-76 (1952).

51. Abrams A. - The influence of fluid viscosity, interfacial tension, and flow velocity on residual oil saturation left by water-flood. Annu. Fall Meeting of Soc. Petroleum Engrs, SPE Paper n° 5050 (1974).

52. Poston S.M., Ysrael S.C., Hossain A.K.M.S., Montgomery E.F., III et Ramey H.J.Jr. - The effect of temperature on irreducible water saturation and relative permeability of unconsolidated sands. Trans. Soc. Petroleum Engrs AIME, vol. 249, p. 171-180(1970).

53. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1998. -

365 с.

54. Байбаков H.K. Разработка нефтяных месторождений с применением теплоносителей / Н.К. Байбаков, А.Р. Гарушев. // Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1981. С. 58-61

55. Lo Н. Y. et Mungun N. — Effect of temperature on water-oil relative permeabilities in oil-wet and water-wet systems. Annu. Fall Meeting of Soc. SPE Paper n° 4505 (1973).

56. Sinnokrot (A. A). Ramey (H. J. Jr.) et Marsden (S. S. Jr.). — Effect of temperature level upon capillary pressure curves. Soc. Petroleum Engrs J., vol. II, p. 13-21 (1971).

57. Wu (С. H.) et Fulton (P. F.). — Experimental simulation of the zones preceding the combustion front of an in situ combustion process. Soc. Petroleum Engrs J., vol. II, p. 38-46(1971)

58. Джуламанов К.Д., Симонов В.А., Тулешев К Т., Салимгереев М.Ж, Червяков И.Н., Жармагамбетов Т.У. Анализ применяемых технологий и их модификаций при разработке месторождения Каражанбас тепловыми методами, 1992.

59. Кудинов В.И. Патент РФ: Способ разработки залежей высоковязкой нефти / В.И. Кудинов, B.C. Колбиков, Н.В. Зубов, М.И. Дацик, С. А. Карасев. - № 1266271 от 22.06.86.

60. Колбиков B.C. Патент РФ: Способ извлечения вязкой нефти из залежи. / B.C. Колбиков, Н.В. Зубов, В.И. Кудинов, М.И. Дацик, С.А. Карасев - № 1744998 от 01.03.92.

61. Кудинов В.И. Разработка сложнопостроенных месторождений с вязкими нефтями // Интервал. - 2002. - № 6. - С. 13-22.

62. Аметов И.М. Тепловое воздействие на пласт с применением горячей микрозародышевой воды / И.М. Аметов, А.О. Богопольский, К.А. Коасари, В.В. Полковников, А.Г.Тарасов / РМНТК «Нефтеотдача». ВНИИнефть, г. Москва

63. Hagoort (J.), Leijnse (А.) et Van Poelgeest (F.). — Steam-strip drive: a potentiel tertiary recovery process. Annu. Fall Meeting of Sec. Petroleum Engrs, SPE Paper n° 5570 (1975).

64. Wu (С. H.) et Brown (A). — A laboratory study on steam distillation in porous media. Annu. Fall Meeting of Soc. Petroleum Engrs, SPE Paper n° 5569 (1975).

65. Alikhan (A A.) et Farouq Ali (S. M.). — Oil recovery by hydrocarbon slugs driven by a hot water bank. Soc. Petroleum Engrs J., vol. II, p. 343-350 (1971).

66. El-Saleh (M. M.) et Farouq Ali (S. M). — Oil recovery by a water driven steam slug. Soc. Petroleum Engrs J., vol. II, p. 351-355 (1971).

67. Johnson (F. S.), Walker (C. J.) et Bayazeed (A. F.). — Oil vaporization during steam flooding, Petroleum Technol,. vol. 23, p. 731-742 (1971).

68. Namiot (A. J.)- — Amelioration de la precision dans le calcul de la vaporisation de l'huile lors de l'injection de vapeur d'eau dans une couche. NTSb. po dobyche nefti, VNII, Nedra, Moscou, vyp. 47. p. 160-165 (1973). Traduction lnst. Frunc. du Petrole. russe. 1036/24121 (1976).

69. Miller (F. G.). — Steady flow of two-phase single-component fluids through porous media. Trans. Soc. Petroleum Engrs AIME, vol. 192. p. 205-216 (1951).

70. Khomutov (V. I.). — Etude experimen-tale du mecanisme du déplacement d'huile dans des couches par des caloporteurs. NTSb, po dobyche nefti, VNII, Nedra, Moscou, vyp. 40, p. 84-93 (1971). Traduction lnst. Franc, du Petrole, russe, 1037/24122 (1976).

71. Антониади Д.Г. Увеличение нефтеотдачи пластов газовыми и парогазовыми методами. Москва. Недра. 1998. С. - 126.

72. Шкандратов В.В. Базовые принципы, эффективность и основные перспективы разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения / В.В. Шкандратов, C.B. Буракова, С.О. Урсегов, Г.А. Тарасов // Нефтяное хозяйство. -2007.-№ 8.-С. 84-88.

73. Burger (J.) et Sahuquet (В.). — Chemical aspects of in situ combustion. Heat of combustion and kinetics. Soc. Petroleum Engrs J., vol. 12. p. 410-422 (1971).

74. Burger (J.). — Mécanismes reactionnels mis en jeu par la combustion in situ. II. Etude de l'oxydation d'une huile en milieu poreux. C. R. Troisième Colloque A.R.T.F.P., Editions Technip, Paris, p. 721-735 (1969).

75. Das, S.K. VAPEX: An Efficient Process for the Recovery of Heavy Oil and Bitumen//SPE Journal. - September 1998. - Vol. 3. - No. 3. - Pp. 232-237.

76. Nasr T. and Ayodele O. New Hybrid Steam - Solvent Processes for the Recovery of Heavy Oil and Bitumen // SPE Paper 101717, SPE International Petroleum Exhibition and Conference, Abu Dhabi, U.A.E., November 5 - 8, 2006.

77. Gupta S. et al. Field Implementation of Solvent Aided Process; Journal of Canadian Petroleum Technology. - November 2005. -Vol. 44. - No. 11. - Pp. 8 - 13.

78. Zhao L. et al. Steam Alternating Solvent process: lab test and simulation // Journal of Canadian Petroleum Technology. - 2005. - Vol. 44. -No.9.-Pp. 37-43.

79. Gupta S. et al. Christina Lake Solvent Aided Process Pilot; paper 2005 - 190, Canadian International Petroleum Conference, Calgary, AB, June 7-9, 2005.

80. Игумнов В.И. и другие. Проект разработки месторождения Катангли 2007 г

81. Гизатуллин Р.З. Проект опытно-промышленной площадной закачки пара в I пласт I блока месторождения Катангли / Р.З. Гизатуллин, Н.С. Кувшинов, А.А. Боксерман, H.JI. Раковский // Отчет по теме 13/68, фонды СахалинНИПИморнефть, Южно-Сахалинск, 1968.

82. Технологическая схемы разработки месторождения Катангли с применением теплового воздействия на пласт, Раковский H.JL, Кувшинов Н.С. и др. Отчет по теме 483 ВНИИ, фонды СахалинНИПИморнефть, Южно-Сахалинск, 1970.

83. Уточненная технологическая схема разработки месторождения Катангли с применением тепловых методов увеличения нефтеотдачи, Лавренников В.А. и др. Отчет по теме, фонды СахалинНИПИморнефть, Южно-Сахалинск, 1985.

84. Уточненная технологическая схема разработки месторождения Катангли с применением тепловых методов увеличения нефтеотдачи, Тагун А.И. и др. Отчет по теме 4-91, фонды СахалинНИПИморнефть, Южно-Сахалинск, 1991.

85. Анализ текущего состояния разработки месторождений ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» и уточнение технико-экономических показателей разработки на период действия лицензии, Хлебников П. А., Отчет, фонды СахалинНИПИморнефть, Южно-Сахалинск, 1999.

86. Горбунов Л.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. М., «Недра», 1981,-237 с.

87. Коротенко В.А. Особенности вытеснения вязкоплатичной нефти водой / В.А. Коротенко, P.P. Сабитов, Н.П. Кушакова, И.В. Сидоров // Электронный журнал «Нефтегазовое дело», 2013. - № 5, С. 190-196.

88. Телков А.П. Гидромеханика пласта применительно к прикладным задачам разработки нефтяных и газовых месторождений / А.П. Телков, С.И. Грачев //учеб. пособие. В 2 ч. 4.1 - Тюмень: ТюмГНГУ, 2009, -240с.

89. Огибалов П.М. Нестационарные движения вязкопластичных сред / П.М. Огибалов, А.Х. Мирзаджанзаде //М., изд-во МГУ, 1977г., 372с.

90. Бузинов С.П. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов / С.П.Бузинов, И.Д. Умрихин // М.: Изд-во Недра, 1973. - 248 с.

91. Коротенко В.А. Определение начального градиента давления по результатам гидродинамических исследований скважин/ В.А. Коротенко, С.И Грачев, А.К. Ягафаров, А.Н. Сумин // Известия вузов: Нефть и газ 2012. - № 1. -ТюмТНГУ, С. 55-58.

92. Коротенко В.А. Определение радиуса зоны возмущения давления скважин, эксплуатирующих залежи с вязкопластическими нефтями / В.А. Коротенко, Н.П Кушакова., А.Н Сумин., А.К Ягафаров. // Наука и ТЭК. - 2011. - № 7. - С.21-22.

93. Огибалов П.М. Нестационарные движения вязкопластичных сред / П.М. Огибалов, А.Х. Мирзаджанзаде // изд-во МГУ, 1977, 372с.

94. Горбунов А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений / А.Т. Горбунов //М.: «Недра», 1981. - 237 с.

95. Баренбалатт Г.И. Движение жидкостей и газов в природных пласта / Г.И. Баренбалатт, В.М. Ентов, В.М. Рыжик // М.: Недра, 1984. С. 207

96. Сидоров И.В. Анализ работы по изоляции водо- и пескопроявления на скважинах месторождений «РН-Сахалинморнефтегаз» / И.В.Сидоров, С.С. Демичев, P.P. Сабитов // Территория нефтегаз, 2010. - № 4, С. 14-16.

97. Полимерные композиции «Геотерм -01», «Геотерм-02», «Геотерм-03»,

Технические условия. ТУ 2257-075-26161597-2007.

98. Сидоров И.В. Анализ технологий по закреплению проппанта в трещинах гидравлического разрыва пласта / И.В. Сидоров, P.P. Сабитов // Территория нефтегаз, 2010. - № 4, С. 18-20.

99. Уточненная технологическую схема разработки месторождения Катангли с применением тепловых методов увеличения нефтеотдачи, Тагун А.И. и др. Отчет по теме 4-91, фонды СахалинНИПИморнефть, Южно-Сахалинск, 1991.

100. Уточнение геологического строения и подсчет запасов нефти и газа месторождения Катангли (по состоянию на 1.01.1986 г.), Стыценко Т.Л., Гармидер В.В., Зюлина Т.Н., и др., Отчет по теме Г6-86, фонды СахалинНИПИморнефть, Южно-Сахалинск, 1987.

101. Дополнение к технологической схеме разработки месторождения Катангли, ООО «РН-СахалиНИПИморнефть» (протокол ЦКР Роснедра от 18.12.2008 г №4474)

102. Дополнение к технологическоей схеме разработки месторождения Уйглекуты, ООО «РН-СахалиНИПИморнефть» (протокол ЗС нефтегазовой секции ЦКР Роснедра от 67-12 от 18.12.2012 г).