Научно-методические основы проектирования и анализа термошахтной разработки нефтяных месторождений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, доктор технических наук Коноплёв, Юрий Петрович

• Коноплёв, Юрий Петрович
• доктор технических наук
• 2004

Оглавление диссертации доктор технических наук Коноплёв, Юрий Петрович

Введение

1. Особенности геолого-физических характеристик Ярегского месторождения высоковязкой нефти и анализ систем термошахтной разработки

1.1. Основные характеристики

1.1.1. Геологическая характеристика

1.1.2. Характеристика свойств нефти

1.2. Об истории разработки месторождения

1.3. Характеристика и анализ систем термошахтной разработки

1.3.1. Двухгоризонтная система

1.3.2. Двухярусная система

1.3.3. Одногоризонтная система

1.3.4. Панельная система

1.3.5. Подземно-поверхностная система

1.4. Анализ систем термошахтной разработки

1.5. Выводы

2. Исследование особенностей термошахтной разработки

2.1. Давление в пласте

2.2. Прогрев пласта и прорывы пара в подземные добывающие скважины

2.3. Темп разработки

2.4. Особенности фильтрации нефти и воды *

2.5. Влияние непродуктивных пропластков и толщины пласта

2.6. Влияние плотности сетки подземных скважин

2.7. Особенности стадий термошахтной разработки

2.8. Выводы

3. Анализ методов и методик, применяемых для расчета технологических показателей термошахтной разработки

3.1. Метод расчета показателей на основе закачки пара в поровых объемах пласта

3.2. Метод гидродинамической оценки термошахтной разработки нефтяной залежи

3.3. Экспериментально-аналитический метод расчета технологических показателей при термошахтной разработке

3.4. Выводы

4. Научные требования к созданию методики прогнозирования технологических показателей термошахтной разработки

4.1. Анализ возможности применения существующих фильтрационных моделей к термошахтной разработке

4.2. Научные требования к созданию методики прогнозирования технологических показателей термошахтной разработки

4.3. Выводы

5. Разработка методики прогнозирования технологических показателей термошахтной разработки

5.1. Система уравнений для прогноза технологических показателей разработки

5.2. Расчет средней температуры пласта

5.3. Определение параметров в уравнениях для добычи нефти и воды по шахтному блоку

5.3.1. Расстояние между добывающими скважинами

5.3.2. Проницаемость

5.3.3. Давление

5.3.4. Динамическая вязкость нефти и воды

5.3.5. Коррелирующая функция

5.4. Алгоритм расчета технологических показателей разработки

5.5. Информационное обеспечение

5.6. Выводы

6. Особенности системы пароснабжения нефтешахт

6.1. Особенности системы пароснабжения нефтешахт

6.2. Алгоритм расчета системы пароснабжения

6.3. Выводы

7. Внедрение результатов научных исследований, полученных в диссертации, в нефтяную промышленность

7.1. Прогноз технологических показателей термошахтной разработки

7.2. Расчет системы пароснабжения нефтяных шахт

7.3. Выводы

8. Научно-методические основы проектирования и анализа термошахтной разработки нефтяных месторождений

8.1. Научно-методические основы проектирования

8.1.1. Выбор объекта для термошахтной разработки

8.1.2. Выбор системы термошахтной разработки

8.1.3. Система пароснабжения нефтешахт

8.1.4. Прогноз технологических показателей термошахтной разработки

8.2. Научно-методические основы анализа

8.3. Выводы

9. Перспективы термошахтной разработки нефтяных месторождений

9.1. Показатели, достигнутые при термошахтной разработке

9.2. Показатели разработки по подземно-поверхностной системе

9.3. Панельная отработка шахтных полей

9.4. Выводы 211 Заключение 212 Список литературы 218 Приложение

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Научно-методические основы проектирования и анализа термошахтной разработки нефтяных месторождений»

Актуальность проблемы.

По различным оценкам разведанные запасы нефти будут выработаны уже в этом столетии. Наиболее быстрыми темпами вырабатываются запасы легкой нефти с вязкостью до 50 мПа.с. Запасы тяжелой нефти с вязкостью выше 50 мПа.с и запасы природного битума разрабатываются невысокими темпами. Следует заметить, что разведанные запасы тяжелой высоковязкой нефти и природного битума значительно превышают запасы легкой нефти. Нефтеизвлечение при разработке скважинами с поверхности для месторождений легкой нефти в среднем составляет менее 50 %, а по месторождениям высоковязкой нефти и природного битума редко превышает 20-30%.

В разных странах мира применялись шахтные способы разработки месторождений легкой нефти [58, 64, 100, 101, 113, 172, 173, 177, 195]. Наиболее эффективным применение шахтных способов добычи нефти было на месторождениях:

- Пешельбронн, Франция, где за счет применения скважинной разработки с поверхности нефтеизвлечение составило 17 %, а за счет применения шахтного способа получено еще 43 %;

- Витце, Германия, где за счет применения скважинной разработки с поверхности нефтеизвлечение составило 20 — 25 %, а за счет применения шахтного способа получено еще 60 %;

- Сарата-Монтеору, Румыния, где за счет применения шахтного способа нефтеизвлечение достигло 55 — 60 %.

Приведенные примеры показывают, что шахтный способ при разработке месторождений легкой нефти позволяет достичь нефтсизвлечения в 60% и более. Он может быть использован для доразработки месторождений легкой нефти, где традиционные способы добычи нефти исчерпали себя.

Шахтные методы добычи нефти могут также быть эффективными при разработке месторождений с малыми запасами и на морских шельфах [39, 40, 46, 65, 104,165].

Месторождения высоковязкой нефти и природного битума рассматриваются как наиболее перспективные источники углеводородного сырья в будущем [3, 35, 36, 50, 59, 62, 63, 102, 108, 163, 164, 174]. Тепловые методы являются основными при разработке этих месторождений [10, 11, 12, 15, 23, 24, 41, 42, 43, 44, 52, 53, 55, 60, 105, 107, 111, 112, 118, 130, 140, 141, 151, 161]. Но коэффициент нефтеизвлечения при разработке с поверхности невысок.

Большой интерес представляет шахтный способ добычи нефти в сочетании с тепловыми методами воздействия на пласт (термошахтный способ) на месторождениях высоковязкой нефти и природного битума. В настоящее время этот способ применяется при разработке Ярегского месторождения высоковязкой нефти. Это единственное месторождение в мире, где термошахтный способ применяется в промышленном масштабе [127, 129, 137, 143, 144, 148, 157, 159, 160, 176].

Нефтсизвлечение термошахтным способом на Ярегском месторождении по отработанным площадям достигло к 2004 г. 54 %. Это указывает на высокую технологическую эффективность термошахтного способа добычи нефти и возможность его применения при разработке месторождений высоковязкой нефти и природного битума.

Заинтересованность в шахтной и термошахтной разработке нефтяных месторождений имеется в Канаде и США.

В Канаде на месторождении Атабаска фирма AOSTRA построила опытную шахту, где испытывается термошахтный способ при разработке битуминозных песчаников. Ожидаемое иефтеизвлечение должно достигнуть 40-60% [179, 180, 181, 182, 185, 194, 197].

В США действуют три опытные шахты. Две из них на месторождениях легкой нефти: Тейлор-Ина и Норт-Тисдейл и одна на месторождении тяжелой нефти Керн-Ривер, где применяется термошахтный способ добычи нефти [103, 175, 184, 186, 187, 189, 190, 193]. В 1982 - 1985 гг. в США выполнены работы "Технико-экономические возможности разработки месторождении легкой нефти США шахтным методом" и ТЭО шахтной разработки двух месторождений легкой нефти - Грасс-Крик (штат Вайоминг) и Хомер (штат Лушиана) и месторождения тяжелой нефти Мидуэй Сансет (штат Калифорния) [183, 192].

Аргентина также проявляет заинтересованность в шахтной разработке нефтяного месторождения Чубут [188].

Принципиальное отличие шахтной разработки нефтяных месторождений от поверхностных методов заключается в переносе технологических процессов по добыче нефти с поверхности непосредственно в нефтяной пласт или в близлежащие к нему горизонты. Этим достигается наиболее полное использование пластовой энергии, что ведет к повышению нефтеотдачи пластов.

При шахтной разработке пласт вскрывается плотной сеткой подземных добывающих и нагнетательных скважин, чем достигается высокий охват пласта процессами дренирования и теплового воздействия. Создать такую плотность добывающих и нагнетательных скважин при поверхностных методах добычи нефти практически невозможно из-за высокой стоимости поверхностных скважин.

Несмотря на широкие возможности термошахтного способа добычи нефти, его применение на нефтяных месторождениях сдерживается отсутствием опыта у нефтяников, значительными, первоначальными, капитальными вложениями в строительство нефтешахт и сложностями, возникающими при прогнозировании показателей термошахтной разработки.

В диссертации представлены результаты научных исследований, выполненных автором лично или при непосредственном его участии, направленные на решение проблем проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений термошахтным способом и совершенствование систем термошахтной разработки.

Большой вклад в развитие тепловых, шахтных и термошахтных методов добычи нефти внесли: Абасов М.Т., Антониади Д.Г., Байбаков Н.К., Боксерман А.А., Вахнин Г.И., Гарушев А.Р., Желтов Ю.П., Жданов С.А., Закс C.JI., Здоров С.Ф., Коробков Е.И., Кочешков А.А., Кудинов В.И., Лысенко В.Д., Максутов Р.А., Малофеев Г.Е., Мирзаджанзаде А.Х., Намиот А.Ю., Раковский H.JI., Рузин JI.M., Сергеев А.И., Степанов В.П., Табаков В.П., Тарасов А.Г., Теслкж Е.В., Тюнькин Б.А., Шейнман А.Б., Якуба С.И., Ялов Ю.Н., Бурже Ж., Ловерье Х.А., Шнейдерс Г. и др. Труды этих ученых использовались при создание научно-методических основ проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений термошахтным способом.

Цель работы.

1. Проанализировать особенности разработки нефтяных месторождений термошахтным способом.

2. Разработать методику прогнозирования технологических показателей термошахтной разработки нефтяных месторождений.

3. Создать научно обоснованную методику проектирования и анализа термошахтной разработки нефтяных месторождений.

4. Апробация разработанной методики проектирования и анализа термошахтной разработки на Ярегском нефтяном месторождении.

5. На основе научных исследований определить направления дальнейшего совершенствования и создания новых, более эффективных систем термошахтной разработки.

Основные задачи исследования.

1. Оценить влияние геолого-физических параметров пласта и свойств пластовых флюидов на процесс термошахтной разработки.

2. Определить влияние темпа теплового воздействия на пласт, плотности сеток подземных скважин на процесс термошахтной разработки.

3. Исследовать зависимость между добычей нефти и воды при термошахтной разработке.

4. Раскрыть особенности механизма распространения тепла в пласте.

5. Научно обосновать и разработать методику прогнозирования технологических показателей термошахтной разработки нефтяных месторождений.

6. Разработать комплексную методику расчета системы пароснабжения в специфических условиях нефтяных шахт, с целью определения параметров пара, закачиваемого в нефтяной пласт.

7. Поиск новых, более эффективных систем термошахтной разработки.

Научная новизна.

Научная новизна диссертационной работы заключается в обосновании механизма движения жидкости в пласте, создании на основе этого методики проектирования и анализа термошахтной разработки нефтяных месторождений и разработке новых, более эффективных систем термошахтной добычи нефти.

В процессе работы над диссертацией получены следующие новые научные результаты:

1. Установлены особенности механизма прогрева пласта Доказано, что прогрев пласта при любых системах термошахтной разработки происходит преимущественно сверху вниз. Прогрев пласта го тренцш и скважин играет вспомогательную, а не основную роль, как это считалось ранее.

2. Определены основные элементы механизма нефтеотдачи пласта при термошахтной разработке. Установлено, что ш-за плотной сетки подземных скважин режим гидродинамического вытеснения реализуется слабо и имеет локальный характер. Устойчивых фронтов движения флюидов в пласте йе образуется. Значимой зависимости между добычей воды и нефти нет. Гравитационный режим разработки пласта является основным. Другие режимы разработки играют вспомогательную роль.

3. По новому определена оптимальная температура пласта при термошахтной разработке. Оптимальную температуру пласта следует определять из условий максимальной температуры, при которой не происходит выделение летучих фракций из нефти в пласте и при этом сохраняется тепловой режим в горных выработках в допустимых пределах. Ранее оптимальная температура пласта для Ярегского месторождения считалась 75 - 85 °С. Но эта температура определяется го условия сохранением температурного режима в горных выработках. Выделения летучих фракций из нефти Ярегского месторождения начинается при температуре 200 °С. Существующие системы термошачтной разработки не позволяют сохранить температурный режим в горных выработках при достижении температуры пласта или отдельных его зон этого значения. Следовательно, должны быть созданы системы, позволяющие разогревать пласт до 200 °С, но при этом обеспечивающие сохранение температурного режима в горных выработках.

4. По новому обоснованы стадии разработки нефтяных месторождений термошахтным способом. На первой стадии пласт разогревается до начала фильтрации нефти в пласте (для Ярегского месторождения это 40 — 50 °С), закачка пара ведется максимальными темпами и, при прорывах пара, закрываются добывающие скважины, в которые прошошел прорыв, а темп закачки не снижается. На второй стадии при прорывах пара закрываются нагнетательные скважины, от которых произошел прорыв, при этом в целом по шахтному блоку темп закачки пара может превышать темп закачки на первой стадии. Темп закачки пара снижается только после достижения максимально допустимых температур пласта при термошахтной разработке. На третьей стадии пар закачивается в нагнетательные скважины, обеспечивающих прогрев слабо разработанных зон пласта. Ранее стадии разработки определяли в зависимости от средней температуры пласта. При этом на первой стадии достигается оптимальная температура пласта (75 - 85 °С для Ярегского месторождения, что, как показано выше, не совсем верно) и далее она поддерживается на постоянном уровне. Объемы закачки пара снижаются при переходе от ранней стадии к поздней.

5. Научно доказано, что при термошахтной разработке фильтрация жидкости в пласте преимущественно вертикальная. Это определяется основным гравитационным режимом разработки и плотной сеткой подземных добывающих, почти горизонтальных скважин.

6, На основании проведенных научных исследований разработана научно-обоснованная методика прогнозирования технологических показателей термошахтной разработки нефтяных месторождений. Принципиальное отличие методики от ранее существующих заключается в использовании при ее создании фундаментальных законов фильтрации жидкости в пласте, законов термодинамики, математической статистики, учета геологического строения пласта и технологии разработки шахтных площадей. Методика предлагается для проектирования и анализа термошачтиой разработки месторождений высоковязкой нефти и природного б*пума.

7. Разработана новая, более эффективная подземно-поверхностная система термошахтной разработки и панельная система отработки шахтных полей. Предложенные системы решают проблему теплового режима в горных выработках и позволяют существенно сократить затраты на добычу нефти. В разработке этих систем автору принадлежат основные идеи.

Защищаемые положения.

На основании многолетних исследований и анализа промысловой информации автор защищает следующие научные положения диссертации;

1. Научно обоснованный механизм неизотермической фильтрации нефти и воды в пласте, вскрытом сложной системой большого количества произвольно ориентированных добывающих и нагнетательных скважин при термошахтной разработке нефтяных месторождений;

2. Закономерности распространения тепла и распределения температуры в пласте и вмещающих породах при термошахтной разработке нефтяных месторождений посредством нагнетания водяного пара;

3. Разработанную и научно обоснованную комплексную методику прогнозирования технологических показателей термошахтной разработки, учитывающую совместную работу пласта и сложной системы пароснабжения в специфических условиях шахтной эксплуатации нефтяных месторождений;

4. Новую, научно обоснованную технологию термошахтной разработки, обеспечивающую кратное увеличение темпа нефтеизвлечения. В разработке этой технологии автору принадлежат основные идеи;

5. Разработанную новую систему вскрытия пласта горными выработками, обеспечивающую кратное снижение проходки выработок и сохранение температуры рудничной атмосферы в допустимых пределах при термошахтной разработке;

6. По новому научно обоснованные требования к характеристикам нефтяных месторождений, пригодных для термошахтной разработки.

Практическая ценность.

1. Научно-обоснованные стадии термошахтной разработки используются для определения темпов закачки теплоносителя в различные периоды разработки шахтных площадей и регулирования работой нагнетательных и добывающих скважин.

2. Методика прогнозирования технологических показателей предназначена для проектирования и анализа термошахтной разработки месторождений тяжелой нефти. Она используется в практической деятельности при разработке Ярегского месторождения.

3. Разработанная методика теплового и гидравлического расчета системы пароснабжения применяется при проектировании новых паропроводов и проведении расчетов для существующих систем пароснабжения нефтяных шахт.

4. Для практического применения по разработанным методикам прогнозирования технологических показателей термошахтной разработки и расчета системы пароснабжения нефтяных шахт составлены алгоритмы и программы на ЭВМ.

5. Разработанные подземно-поверхностная система термошахтной разработки и панельная система вскрытия и отработки шахтных полей позволяют в 2 раза сократить срок разработки месторождения, в 2 — 7 раз уменьшить объем проходки горных выработок, существенно увеличить коэффициент нефтеизвлечения, наполовину уменьшить затраты на добычу тонны нефти и на порядок увеличить производительность нефтешахт.

6. Научные результаты, полученные в диссертации, предлагаются для проектирования и анализа термошахтной разработки на месторождениях с трудно извлекаемыми запасами нефти. Внедрение научных результатов, полученных в диссертации, показали хорошую сходимость прогнозных и фактических показателей разработки на Ярегском нефтяном месторождении

Результаты диссертационной работы докладывались в Ярегском нефтешахтном управлении (2003 г.), Печорском научно-исследовательском и проектном институте (2002 г.), Ухтинском государственном техническом университете (2004 г.), на НТС ОАО НК «ЛУКОЙЛ» (2003 г.), 2-й научно-практической конференции Республики Татарстан, г. Казань, 18—19 декабря

2003 г., научном симпозиуме «Неделя горняка», г. Москва, 26 - 30 января

2004 г.

По результатам диссертационной работы опубликованы I книга, 14 статей и получено 6 патентов РФ на изобретения.

Работа над диссертацией велась в рамках договоров с ОАО «Битран».

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Коноплёв, Юрий Петрович

8.3. Выводы

1. Уточнены параметры нефтяных месторождений, на которых возможна термошахтная добыча нефти.

2. Разработана методика проектирования и анализа показателей термошахтной разработки. Проектирование и анализ производится на основе методик прогнозирования технологических показателей термошахтной разработки и расчета системы пароснабжеиия нефтешахт.

3. Внедрение методики расширяет область применения термошахтной технологии и позволяет систематизировать банк данных по нефтяным месторождениям, пригодных для термошахтной разработки.

9. ПЕРСПЕКТИВЫ ТЕРМОШАХТНОЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ

9.1. Показатели, достигнутые при термошахтной разработке

Существующие методы разработки месторождений высоковязкой нефти и природного битума, в основном тепловые, позволяют извлечь из Ф пластов не более 20 — 30 % от балансовых запасов. Опыт разработки

Ярегского месторождения высоковязкой нефти показал, что термошахтным способом из недр можно извлечь до 50 и более процентов углеводородного сырья, при его вязкости в пластовых условиях 12000 - 16000 мПа.с.

Максимальные значения нефтеизвлечений по шахтным блокам составляют 79,1 % по блоку 1-бис и 77,3 % по блоку Южный. Нефтеизвлечение 60 - 70 % достигнуто по 7 блокам. Всего на нефтешахтах отработано 14 блоков и 30 находится в разработке. Отсюда видно, что при термошахтной разработке месторождений высоковязкой нефти и природного битума нефтеговлечения в 60 - 70 % вполне достижимо. Паронефтяное отношение составляет в среднем 2,7 тонны пара на тонну нефти и имеет тенденцию к снижению.

Недостатками термошахтной разработки являются:

- длительный период от начала строительства нефтешахты до ф) получения первой нефти, 5-6 лет;

- себестоимость добычи нефти термошахтным способом превышает себестоимость добычи легкой нефти.

Другим сдерживающим фактором широкого внедрения шахтного и термошахтного способа добычи нефти является отсутствие опыта у нефтяников для разработки месторождений этим методом. Специалистов по шахтной добычи нефти не готовит ни одно высшее учебное заведение.

9.2. Показатели разработки по подземно-поверхностной системе

Одной из причин длительного срока разработки шахтных блоков (15 -17 лет) является медленный темп разогрева пласта. Это обусловлено низкими параметрами закачиваемого пара и малой пропускной способностью подземных паропроводов. В связи с этим была разработана новая, подземно-поверхностная система термошахтной разработки (см. разд. 1.3.5). Расчеты, Ф проведенные по методикам прогноза технологических показателей термошахтной разработки и расчета системы пароснабжения, показали, что темпы разработки по подземно-поверхностной системе должны увеличится в 2 раза, а затраты на добычу нефти должны снизиться на треть [153].

С 1998 г. на опытном участке, расположенном в шахтном блоке 1Т-2 на нефтешахте 2 Ярегского месторождения начались испытание подземно-поверхностной системы термошахтной разработки. Вся площадь опытного участка в 105 тыс.м вводилась в эксплуатацию в три этапа по 35 тыс.м . Первая часть была введена в разработку в сентябре 1998 г., вторая — в феврале 2001 г., третья — в июле 2001 г.

Первые полтора года ушло на наладку этой системы, что вызвано уходом подземных скважин под ВНК (см. гл. 2, рис. 2.7). Это потребовало бурения дополнительных скважин. Фактически, испытание первой части опытного участка по подземно-поверхностной системе начались в 2000 г. и время испытания к началу 2004 г. составляет четыре года.

За первые четыре года темп нефтеизвлечения по подземно-поверхностной системе в 1,7 раза выше, чем средний по другом системам термошахтной разработки, рис. 9.1, 9.2. Средний дебит нефти по скважинам вырос в 5 раз, рис. 9.3. В 2003 г. достигнут рекордный темп нефтеизвлечения, который составил 9,8 % от балансовых запасов или 21,8 % от швлекаемых. Это показывает перспективность подземно-поверхностной разработки.

Нефтешахты Опытный участок 1 часть

Годы Темп Темп Темп Темп раз- закачки отбора закачки отбора работки пара в объемах нефти от балансо- пара в объемах нефти от балансопласта, вых запа- пласта, вых запасов. % % сов. %

1 0,8 1,9 6,3 2,0

2 1,5 3,2 2,9 5,0

3 1,9 4,3 2,8 6,2

4 2,2 4,7 2,5 9,8

5 2,2 4,7

6 2,0 4,5

7 1,9 4,0

8 1,9 3,7

9 1,5 3,4

10 1,4 3,0

11 1,3 2,8

12 1,2 2,4 О

S S

If g n « Й « ^ S

So В « С в

5Г ее В ев м С s V Н я р м о с 3 s s в ее

2 §

О ю а т Ф о

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 И 12

Годы разработки

Рис. 9.1. Темп закачки пара и темп отбора нефти.

Темп закачки пара по блокам нефтешахт. —•—Темп отбора нефти по блокам нефтешахт.

Темп закачки пара на опытный участок. —♦—Темп отбора нефти на опытном участке. о ■Рь

Нефтешахты Опытный участок 1 часть

Коэффи- Коэффи

Годы разработки Закачка пара в объемах пласта, циент извлечения нефти от балансовых запасов, % Закачка пара в объемах пласта, циент извлечения нефти от балансовых запасов, %

1 0,8 1,9 6,3 2,0

2 2,3 5,1 9,2 7,0

3 4,2 9,4 12,0 13,3

4 6,4 14,1 14,6 23,1

5 8,6 18,8

6 10,6 23,3

7 12,5 27,3

8 14,4 31,0

9 15,9 34,4

10 17,3 37,4

11 18,6 40,2

12 19,8 42,6

Коэффициент извлечения нефти приведен только термошахтным способом. 1

10

23456789 Годы разработки

Рис. 9.2. Закачка пара и коэффициент извлечения нефти.

11 12

Закачка пара по блокам нефтешахт. —•—Коэффициент извлечения нефти по блокам нефтешахт. -А—Закачка пара на опытный участок. -♦—Коэффициент извлечения нефти на опытном участке.

Среднесуточный

Годы дебит нефти по разра- скважинам, т/сут. ботки опытного блоков участка НШ-2

1 0,43 0,24

2 0,92 0,45

3 1,16 0,46

4 1,84 0,43

1 2 3

Годы разработки

Рис. 9.3. Среднесуточный дебит нефти по скважинам.

• Опытный участок. 'Блоки нефтешахты 2.

В табл. 9.1 и на графиках рис. 9.4 дается сравнительная оценка точности расчета добычи нефти по методике для первой части опытного участка. Так как темпы закачки пара, определенные технологической схемой, не были соблюдены, то оценка дается в зависимости от объема закачки пара.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Коноплёв, Юрий Петрович, 2004 год

1. Агапкин В. М., Борисов Н., Кривошеий Б. Л. Справочное руководство по расчетам трубопроводов. - М.: Недра, 1987. - 192 с.

2. Азиз X,, Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем - М.: Недра, 1982.-408 с.

3. Алиев А. Г., Коноплев Ю. П. Методика управления разработкой месторождений высоковязких нефтей термошахтным способом // Народное хозяйство Республики Коми. Геология и техника разведки, -# 1998. - № 2. - 282 -285.

4. Алиев А. Г. Расчет распределения те^мпературы в пласте при термошахтной добыче нефти // ВНИИОЭНГ. Сер. «Автоматизация и телемеханизация в нефтяной промышленности».-1991.- Вып. 5.- 20-25.

5. Алиев А. Г. Статистическая модель для расчета распределения температуры в пласте при термошахтном способе разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. - 1992. - № 2. - 16-18.

6. Алиев 3. С, Сомов Б. Е., Чекушин В. Ф. Обоснование конструкции горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин для освоения нефтяных месторождений. - М.: Изд-во «Техника ООО «ТУМАГРУПП», 2001.-192 с.

7. Алишаев М. Г., Розенберг М. Д., Теслюк Е. В. Неизотермическая фильтрация при разработке нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1985. -172 с. #

8. Альтшуль А. Д. Гидравлические сопротивления. - М.: Недра, 1982,-224 с. Ю.Антониади Д. Г., Аржанов Ф. Г., Гарушев А. Р., Ишканов В. Г. Применение термических методов добычи нефти на месторождениях СНГ // Нефтяное хозяйство. - 1993. - № 10. - 24 - 29.

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

10. Антониади Д. Г., Гарушев А. Р., Ишханов В. Г. Реализация термических методов добычи нефти в России и за рубежом // Нефтяное хозяйство. -1995 . -№1-2 . -С . 33-36.

11. Байбаков И. К., Гарушев А. Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1981. - 286 с.

12. БОКИЙ Б. В. Основы технологии горного дела. - М.: Недра, 1964. - 292 с.

13. Боксерман А. А., Коноплев Ю. П., Тюнькин Б. А., Морозов В., Груцкий Л. Г., Питиримов В. В. Перспективы шахтной и термошахтной разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. - 2003. - JSfe 11. - 42 -45.

14. Боксерман А. А. Основные направления развития технологрга тепловых методов увеличения нефтеотдачи пластов. — Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. -М.: Наука, 1990. - 164 с.

15. Боксерман А. А., Раковский Н. Л., Глаз И. А. Разработка нефтяных хместорождений путем сочетания заводнения с нагнетанием пара // Разработка нефтяных и газовых месторождений (итоги науки и техники). — М., 1975.-С.69-156.

16. Боксерман А. А., Шалимов Б. В. О прогреве трещиновато-пористого пласта при нагнетании насыщенного пара // Сборник научных трудов Всесоюз. нефтегазового научн.-иссл. ин-та (ВНИИ). - 1979. - Вып. 69. - 145 -148.

17. Боксерман А. А., Шалимов Б. В. О температурном поле трещиновато- пористого пласта при инжекщ1и теплоносителя // Сб. нау»1. тр. / Всесоюз. нефтегазового научн.-иссл. ин-та (ВНИИ). - 1979. - Вып. 69. - 43 - 52.

18. Болшев Л. Н., Смирнов Н. В. Таблицы математической статистики. - М.: Наука, 1983.-416 с.

19. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. - М.: Недра, 1964. - 82 с.

20. Бронпггейн И. Н., Семендяев К. А. Справочник по математике для инженеров и учащихся ВТУЗов. - М.: Наука, 1986. - 544 с. ЗО.Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи плстов. — М.: Недра, 1986. - 424 с.

21. Василевский В. П., Петров А. И. Исследование нефтяных пластов и скважин. - М.: Недра, 1973. - 346 с.

22. Вентцель Е. Теории вероятностей. - М.: Наука, 1973. - 366 с.

23. Горохов В. Д. Анализ эффективности разработки нефтяных залежей с малыми запасами на естественных режимах // Нефтяное хозяйство. - 1991. - № б . - С . 27-29.

24. Гудфеллоу Р., Шассеро Ж.-Л. Освоение малых морских месторождений. - М.: Недра, 1990.-256 с.

25. Гумерский X. X., Жданов А., Гомзаков В. К. Прирост извлекаемых запасов за счет применения методов увеличения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. - 2000. - № 5. - 38 - 40.

26. Джавадян А. А., Гавура В. Е., Сафронов В. И. Проблема разработки месторождений с высоковязкими нефтями и пути их решения // Нефтяное хозяйство. - 1998. - № 6. - 12 - 17.

27. Джавацян А. А., Гавура В. Е. Современные методы повышения нефтеотдачи и новые технологии на месторождения Российской Федерации // Нефтяное хозяйство. - 1993. - № 10. - 24 - 31.

28. Джамалов И. М., Матвиенко Л. М. Основные закономерности процесса ювлечения нефти при периодической закачке пара в слоистый пласт // Нефтяное хозяйство. - 1979. - № 4. - 43 - 46.

29. Джафаров К. И., Джафаров Ф. К. Опытная штольня в старогрозненском нефтеносном районе // Нефтяное хозяйство. - 2001. - № 11. - 102 - 106.

30. Добыча тяжелых и высоковязких нефтей / Аметов И. М., Байдиков Ю. Н., Рузин Л. М., Спиридонов Ю. А. - М.: Недра, 1985. - 205 с.

31. Донцов К. М. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1977. - 360 с.

32. Дубов В. И., Кочешков А. А., Лисищш В. М. Особенности вытеснения нефти оторочкой пара // Нефтяное хозяйство. - 1972. - № 9. - 39 -43 .

33. Жданов А., Кулыпин А. Я., Сафронов В. И., Пискунов Н. Подбор технологий реализащш методов увеличения нефтеизвлечения // Нефтяное хозяйство. - 1990. - № 10. - 46 - 48.

34. Жданов А. Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов: состояние, проблемы, перспективы // Нефтяное хозяйство. - 2001. - № 4. - С . 38-40.

35. Желтов Ю. В., Кудинов В. И. Термополимерное воздействие - технологии для рациональной разработки месторождений вязкой нефти в трещиновато-поровых коллекторах // Нефтяное хозяйство. - 1993. — № 10. - С . 45-50.

36. Клупшн А. А. Рудничная разработка нефти // Горный журнал. - 1930. — № 1.-С. 92-98.

37. Коноплев Ю. П. Методика расчета технологических показателей термошахтной разработки месторождений высоковязкой нефти // Неделя горняка. Научный симпозиум 26-30 января 2004 г. - М. - 2004 г. - с. 117.

38. Коноплев Ю. П., Тюнькин Б. А., Груцкий Л. Г., Питиримов В. В. Ярегское месторождение - 70 лет открытию и 30 лет термошахтной разработке // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 12. - 49 - 50.

39. Коноплев Ю. П., Тюньюш Б. А., Груцкий Л. Г., Питиримов В. В., Кузнецов М. Первые результаты подземно-поверхностной системы термошахтной разработки // Нефтяное хозяйство.-2003.-№ 1.- 38 - 40.

40. Конош1ев Ю. П., Тюнькин Б. А. Новый способ термошахтной разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство.- 2001. - № 3. - 59-60.

41. Коноплев Ю. П. Экспериментально-аналитический метод прогнозрфова- ния технологических показателей при термошахтной разработке нефтяных месторождений: Дис. 05.15.06 канд. техн. наук. - М., 1992. - 143 с.

42. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике для научных работников и 1шженеров. - М.: Наука, 1977. - 832 с.

43. Королев Ю. И. Учет влияния горно-геологических факторов при геолого- экономической оценке месторождений на разных стадиях их изучения. -М.:ВИЭМС, 1975.-57С.

44. Кочешков Л. Л., Тарасов А. Г. Экспериментальные исследования механизма вытеснения нефти теплоносителями применительно к пластам большой мощности // Нефтепромысловое дело. - 1976. - № 8. - 16-18.

45. Кричлоу Генри Б. Современная разработка нефтяных месторождений - проблемы моделирования. -М.: Недра, 1979. - 304 с.

46. Кудинов В. И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей. - М.: Нефть и газ, 1996. - 284 с. • ' 85.Лыков Л. В. Теория теплопроводности.- М.: Высшая школа, 1967.-510 с.

47. Лысенко В. Д., Грайфер Л. И. Разработка малопродуктив1п.1Х пластов нефтяных месторождений. - М.: Недра, 2001. - 362 с.

48. Лысенко В. Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 2000.-518 с.

49. Лысенко В. Д. Разработка нефтяных месторождений: теория и практика. - • / М.: Недра, 1996.-367 с.

50. Лысенко В.Д. Теория разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра 1993.-312 с.

51. Львовский Е. Н. Статистические методы построения эмгофических формул. - М.: Высшая школа, 1988. - 240 с.

52. Максимов М. М., Рыбицкая Л. П. Вычисл1ггельные машины и математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. - 1993. - № 3. - 53 - 55.

53. Максутов Р. Л., Доброскок Б. Е., Зайцев Ю. В. Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных залежей. - М.: Недра, 1974. - 231 с.

54. Малофеев Г. Е. О параметрах подобия нагревания пласта при тепловой обработке скважин // Физическое и математическое моделирование механизмов нефтегазоотдачи. - М., 1981. - 21 - 27.

55. Малофеев Г.Е. Потери тепла в кровлю и подошву при закачке в пласт горячей воды // Известия ВУЗов. Нефть и газ. - 1959. - № 5. - 37 - 43.

56. Малофеев Г. Е., Шейман А. Б., Кеннави Ф. А. Моделирование процессов распространения тепла в пласте при нагнетании в него водяного пара // Проблемы геологии нефти. - 1971. - Вып. 2. - 209 - 226.

57. Мамедов Ш. Н., Мирзоев Р. X. Перспективы рудничной разработки нефтяных месторождений Азербайджана. - Баку: Элм, 1971. - 265 с.

58. Мамедов Ш. Н, Шахтная разработка нефтяных месторождегшй. - Баку: Азнефтеиздат, 1956. - 126 с.

59. Мельниченко Н. Г. Состояние и перспективы разработки месторождений битуминозных песчаников и тяжелых нефтей в Канаде // Нефтяное хозяйство. - 1980. - 58 - 62.

60. Мельниченко Н. Г, Состояние и перспективы шахтной разработки нефтяных месторождений США // РНТС. Сер. Экономика и управление нефтяной промышленности. - М.: ВНИИОЭНГ, 1984. - Вып. 5. - 36 -38.

61. Мельниченко Н. Г. Шахтная разработка морских нефтяных месторождений // Обзорная информация. Сер. Разработка и эксплуатация морских нефтяных и газовых месторождений. - М.: ВНИИГАЗПРОМ, 1982.-Вып. 4.-29 с.

62. Мельниченко Н. Г. Экономическая эффективность термошахтного метода разработки месторождений высоковязких нефтей: Дис. 08.00.21 канд. экон. наук. -М. , 1988.-230 с.

63. Методическое руководство по проектироваюпо термошахтной разработки месторождений с высоковязкими нефтями и природными битумами (применительно к условиям Ярегского месторождения). РД 39-1-676-82. - М.: Миннефтепром, 1982. - 188 с.

64. Мингареев Р. Ш. Эксплуатация месторождений битумов и горючих сланцев. - М.: Недра, 1980. - 572 с.

65. Мирзаджанзаде А. X., Аметов И, М. Системный анализ в добыче тяжелых нефтей // Нефтяное хозяйство. - 1993. - № 3. - 40 - 42.

66. Муслимов P. С, Фактулин А. X., Тронов Н. П. и др. Оценка эффективности методов разделения органической и минеральной фаз битуминозных песчаников Татарской АССР // РНТС. Сер. Нефтепромысловое дело - М.: ВНИИОЭНГ, 1977. - Вып. 10. - 7 - 12.

67. Муслимов Р. X., Хусаинова А. А., Хавкин А. Я., Абрукина Л. Н., Гержа Л. Н, Оценка технологической эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти // Нефтяное хозяйство, - 1994. — № 6. — 20-23.

68. Обобщение отечественного и зарубежного опыта строительства и эксплуатации шахтных разработок нефтяных промыслов: Отчет о НИР / Печорнипинефть. - Ухта, 1971. - 109 с.

69. Оганов К. А, Основы теплового воздействия на пласт. - М.: Недра, 1996.-204 с.

70. Подземно-поверхностный способ разработки месторождения высоковязкой нефти: Патент № 2199657 РФ, МПК 7 Е 21 В 43/24 / Коноплев Ю. П., Тюнькин Б. А., Груцкий Л. Г., Питиримов В. В., Пранович А. А. (РФ). - 7 с , ил.

71. Правила безопасности в угольных и сланцевых шахтах. - М.: Недра, 1976.-400 с.

72. Прикладная газовая динамика / Христианович А., Гальперин В. Г., Миллионщиков М. Д., Симонов Л. А. - М.: ЦАГИ, 1948. - 145 с.

73. Раковский Н. Л., Додонова И. А., Тарасов А. Г. Проектирование и оппытно-промысловые испытания тепловых методов разработки нефтяных месторождений // Тр. ин-та / МИНХ и ГП. - 1981. - Вып 156. - 11 - 12.

74. Ривкин Л., Александров А. А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. - М,: Энергия, 1975. - 80 с.

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

76. Рудничная вентиляция. Справочник под ред. проф. К.З. Ушакова. - М.: Недра, 1988.-440 с.

78. Рузин Л.М., Куклин А.И. Оценка эффективности применяемых технологий теплового воздействия на пласт Ярегского месторождения // Интервал. - 2002. - № 6. - 33 - 39.

80. Рузин Л. М., Спиридонов Ю. А., Тюнькин Б. А. Опыт теплового воздействия на пласт в шахтных условиях // Геология и разработка нефтяных месторождений Коми АССР. - М.: ВНИИОЭНГ, 1976. - 154 -161.

81. Рузин Л. М., Технологические основы разработки неоднородных трещиноватых залежей, содержащих аномально вязкую нефть.- Дис. д-ра техн. наук 25.00.17. - М., 2002. - 231 с.

82. Рузин Л. М., Тюнькин Б. А. Результаты и особенности разработки высоковязких нефтей Ярегского месторождения // Сб. науч. тр. / ВНИИОЭНГ. -1985. - Вып. 11/58. - 58 - 63.

83. Рузин Л. М., Цехмейстрюк А. К. Совершенствование технологии добычи высоковязких нефтей и битумов на основе сочетания тепловых и химических методов воздействия на пласт // Нефтяное хозяйство. - 1993. -№10.-С. 32-36.

84. Сборник инструкций к правилам безопасности при разработке нефтяных месторождений шахтным способом. Книга 1 - 2. — Ухта: Печоршшинефть, 1986. - Кн. 1 - 340 с , кн. 2 - 238 с.

85. Середа Н. Г., Муравьев В. М. Основы нефтяного и газового дела. - М.: Недра, 1980.-288 с.

86. Способ доразработки месторождения высоковязкой нефти: Патент № 2197608 РФ МПК 7 Е 21 В 43/24 / Коноплев Ю. П., Тюнькин Б. А., Литовец К. И., Пранович А. А,, Груцкий Л. Г., Питир1шов В. В., Филонов В. П. (РФ).-7 с, ил.

87. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти: Патент № 2114289 РФ МПК 6 Е 21 В 43/24 / Тюнькин Б. А., Букреев В. М., Груцкий Л. Г., Коноплев Ю. П., Питиримов В. В., Пранович А. А., Шешуков В. Е. (РФ). - 4 с , ил.

88. Способ разработки нефтяного пласта: Патент № 2199004 РФ, МПК 7 Е

89. В 43/24 / Рузин Л. М., Груцкий Л. Г., Пранович А. А., Пигиримов В. В., Тюнькин Б. А., Коноплев Ю. П. (РФ). - 7 с , ил.

90. Способ шахтной разработки нефтяной залежи: Патент № 2044873 МПК

91. Е 21 В 43/24 / Алиев А. Г., Коноплев Ю. П., Тюнькин Б. А., Чикишев Г. Ф. (РФ). - 5 с, ил.

92. Справочник по гидравлике. Под редакцией д-ра техн. наук Большакова В.А. - Киев: Вища школа, 1977. - 280 с.

93. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под ред. Гиматдудинова Ш.К. - М.: Недра, 1983. - 456 с.

94. Степанов В. П. Энергетическая эффективность добычи нефти методом внутрипластового горения. // Сб. науч. тр. Физико-химические основы повышения нефтеотдачи пластов / ВНИИнефть - 1997. - Вып. - 99. - 109-115.

95. Сургучев Л. М. Обзор третичных методов увеличения нефтедобычи // Нефтяное хозяйство. - 2001. - № 5. - 50 - 54.

96. Табаков В. П., Гуров Е. И. Термошахтный метод разработки нефтяных •^ и битумных залежей // Нефтяное хозяйство. - 1993. - № 3. - 42 - 43.

97. Табаков В. П. Исследование зависимости технологических показателей от параметров системы шахтной разработки // Научно-технический сборник по добыче нефти / Всесоюз. нефтегазовый научн. иссл. ин-т. - М.: Недра, 1971. - Вып. 38. - 76 - 84.

98. Табаков В. П. О разработке и внедрении шахтных методов добычи нефти. Отчет о НИР (сверхплановый) / Всесоюз. нефтегазовый научн. иссл. ин-т. - 1989. - 167 с.

99. Табаков В. П. Совершенствование панельной системы термошахтной разработки Ярегского месторождения: Отчет о НИР (этапы I, 4 и 6.1) / Всесоюз. нефтегазовый научн. иссл, ин-т. - № ГР 01.89.0056119. - М., 1990.-89 с.

100. Тарасов А. Г. Определение технологических показателей при проектировании разработки месторождений с применением теплоносителей // Нефтяное хозяйство. - 1996. - № 6. - 24 - 29.

101. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов: Под ред. чл.- кор. АН СССР Абасова М. Т., д-ра техн. наук Боксермана А. Л., д-ра техн. наук Желтова Ю. П. - М.: Наука, 1990. - 224 с.

102. Технологическая схема разработки опытного участка в блоке 4Т-2 НШ-1 по одногоризонтной системе с применением термоизолированных колонн: Отчет о НИР (договор № 97/2000) / Печорнипинефть. — Ухта, 2000. -102 с.

103. Технологическая схема термошахтной разработки опытного участка с нагнетанием теплоносителя через скважины с поверхности: Отчет о НИР по договору подряда № 16/97 / ТОО «Термогранд». - Ухта, 1997. - 97 с.

104. Технологическая схема опытных работ по испыганию различных систем термошахтной разработки в блоке 1Т-1 НШ-3 Ярегского месторождения. Отчет о НИР по договору №109/2000 / Печориишшефть. -Ухта, 2001. -Том 1 - 188 с. Т о м 2 - 118 с.

105. Тихонов А. Н., Самарский А. А. Уравнения математической физики. - М.: Недра, 1977.-736 с.

106. Тюнькин Б. А., Коноплев Ю. П. Опыт подземной разработки нефтяных месторождений и основные направления развития термошахтного способа добычи нефти. - Ухта: Печорнитшефть, 1996. - 160 с.

107. Тюнькин Б. А., Королев И. П., Коноплев Ю. П., Цехмейстрюк А. К., Щитов Б, В. Вязкоупругие системы для регулирования закачки пара при термошахтной разработке//Нефтяное хозяйство.-1987.-№ 10.-С. 47-50.

108. Тюнькин Б. А. Совершенствование термошахтной разработки Ярегского месторождения: Отчет о НИР (тема № 37/89) / Печорнипинефть. -Ухта, 1989.-90 с.

109. Тюнькин Б. А. Технологическая схема разработки первого шахтного поля термошахтным методом: Отчет о НИР / Печорнипинефть. - № ГР 01830033494; Инв. № 0284.0013690. - Ухта, 1985. - 205 с.

110. Филиппов в. П., Жданов А., Кащавцев В. Е., Сафронов В. И. Состояние применения третичных методов увеличения нефтеотдачи в России и бывшем СССР // Нефтяное хозяйство. - 1993. -№ Ю.-С. 16-20.

111. Фокс А., ГТратт М. Вычислтггельная геометрия. Применение в проектировании и на производстве: Пер. с анг. - М.: Мир, 1982. - 304 с.

112. Халимов Э. М., ЬСлимушин И. М., Фердман Л. И. Геолопш месторождений высоковязких нефтей СССР. Справочное пособие. М.: Недра, 1987. - 174 с.

113. Хасаев А. М. Определение параметров шахтного способа добычи нефти в условиях месторождений Апшеронского полуострова: Отчет о НИР (заключ.) / Азнефтехим. - № Гр 0183.0000105; Инв. № 0206.0061486. Баку, 1985.-84 с.

114. Химические методы в процессах добычи нефти. Под ред. ак. Эмануэль Н. М., д-ра хим. наук Зайкова Г. Е. - М.: Наука, 1987. - 240 с.

115. Цхацая И. Д. Комплексная оценка условий труда в нефтяных шахтах при паротепловом воздействии на пласт. - -Петербург: Изд.С.-Петербургского университета, 1997. - 116 с,

116. Чашкин Ю. Г. Современные представления о технологии пароциклических обработок скважин (аналитический обзор литературы и патенгов): Отчет о НИР (сверхплановый) / ВНИПИТЕРМНЕФТЬ. -Краснодар, 1987. - 130 с.

117. Чекаиин Л. Н., Кудрявцев Г. В., Михайлов В. В. Исследование двух- и трех- компонентной фильтрации в нефтяных пластах. - Казань: Изд. Казанского ун-та, 1980. - 148 с.

118. Шахтная разработка нефтяных месторождений / Креме А. Я., Здоров Ф., Бондаренко М., Адамов А. И. -М. : Гостоптехиздат, 1955.-274 с.

119. Шнейдерс Г. Рудничная разработка нефтяных месторождений: Пер. с нем. Л. Закс. - М., Л.: ОНТИ НИТИ СССР, 1935. - 307 с.

120. Щелкачев В. Н. Анализ новейших поучительных переоценок запасов нефти во всем мире и по некоторым странам // Нефтяное хозяйство. -1995.-№7.-С. 18-22.

121. Эдвин М. Пайпер, Адам В. Риддел, Роберт X. Трент Оценка шахтных методов добьии тяжелых нефтей: Пер. с анг. - М.: ВЦПНТЛД, 1986. - 281 с.

122. Юрен Л. Современные методы добычи нефти. - М.: Нефтяное издательство, 1928. - 374 с.

123. Якуба И. Математическая модель закачки горячей воды в нефтенасыщенный пласт // Сб. науч. тр. / Всесоюз. нефтегазовый науч.-иссл. ин-т. - 1976. - № 57. - 86 - 92.

124. Alberta to test miderground method of mining oil sands // Oil & Gas J. - 1984. - Vol. 82. - № 30. - P. 32.

126. AOSTRA Undergroimd Test Facility: Mining Access for Research and Productions // International Conference on Heavy Crude & Tar Sands. August 7 - 12, 1988: Preprints. - Edmonton, Alberta, Canada, 1988. - Vol. 1. - Paper 196.

127. Devran, Shell Canada begin Ontario oil mine // Enhaneed Recovery Week. - 1985.-June 10.-P. 1.

129. Farouq Ali S.M. EOR. Dips in US but Remains a Significant Factor // Oil & Gas J. - 1994. - September 26.

130. Geotechnical histrumentation of the AOSTRA Mine-Assisted Underground Steaming Trial // International Conference on Heavy Crude & Tar Sands. August 7 - 12, 1988: Preprints. - Edmonton, Alberta, Canada. - 1988. - Vol. 1. -Paper 112.

131. Heavy oil it's still just around the comer // Wold Oil. - 1982. - Vol. 194. - № l . - P . 179-186.

132. Hutehins J. S., Wassum D. I. Oil Mining: An Emerging Technology // Mining Engineering. - 1981. - Vol. 33. - № 12. - P. 1695 - 1698.

133. Inpro to begin alkaline/polymer-aided oil mine in Argentina // Enhaneed Recovery Week. - 1985. - May 27. - P. 1 - 2.

134. Ja. firm pions oil mine at Caddo Rine Island // Enhaneed Recovery Week. - 1984.-March 12.-P. 1-2.

135. Mining of oil could multiply recovery and reserves at conventional fields // Engineering and Mining J. - 1979. - Vol. 180. - № 6. - P. 61 - 69.

136. Moritis G. California steam EOR produces less: other EOR continues // Oil & Gas Journal. - 2002. - Apr. 15. - P. 43 - 47. т

137. New Colorado company studies mining of oil form depleted fields // Engineering and Mining J. - 1981. - Vol. 182. - № 12. - P. 39.

138. Oil mining said to need box change // Enhaneed Recovery Week. - 1984. - May 14.-P. 6.

139. Romania expands oil mining activity in century - old fields // Enhaneed Recovery Week. - 1985. - July 15. - P. 1 - 2.

140. Tyunkin B. A., Konoplyov Yu. P., Tsekhmeistryuk A. K. The hot-shaft method for extracting oil // Wold Expro, London. - 1994. - P. 2 - 3.