Обоснование оптимальных параметров термических технологий разработки крупных месторождений высоковязких нефтей Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Урсегов, Станислав Олегович

• Урсегов, Станислав Олегович
• кандидат технических наук
• 2007

Оглавление диссертации кандидат технических наук Урсегов, Станислав Олегович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ОБЗОР ПРЕДШЕСТВУЮЩИХ РАБОТ И ОБОСНОВАНИЕ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИХ ЗАДАЧ ПО ТЕМЕ.

1.1. Технологическая характеристика процесса ПЦО скважин.

1.2. Способы моделирования и нахождения оптимальных параметров ПЦО скважин.

1.3. Основные особенности добычи ВВН при помощи ТГДП.

1.4. Обоснование исследовательских задач.

ГЛАВА 2. АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ И СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ КРУПНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВВН ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ.

2.1. Пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения.

2.2. Ярегское месторождение.

ГЛАВА 3. СОЗДАНИЛЕ АЛГОРИТМА ОПТИМИЗАЦИИ ПЦО СКВАЖИН С УЧЕТОМ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ КРИТЕРИЕВ.

3.1. Стратегия оптимизации.

3.2. Аналитическое описание процесса ПЦО горизонтальной скважины.

3.3. Прогнозирование падения дебита нефти при помощи феноменологических моделей.

3.4. Оптимизационный метод.

3.5. Верификация результатов оптимизации.

ГЛАВА 4. ОПТИМИЗАЦИЯ ПЦО СКВАЖИН ПЕРМО-КАРБОНОВОЙ ЗАЛЕЖИ УСИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ И ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ.

4.1. Вертикальные скважины.

4.2. Горизонтальные скважины.

ГЛАВА 5. ОЦЕНКА ОБЪЕМА ПАРОВОЙ КАМЕРЫ В ПРОЦЕССЕ ТГДП ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ.

5.1. Гидродинамический анализ динамики давления в горизонтальной скважине.

5.2. Оценка размеров паровой камеры по кривым падения давления.

Л 6. КОНЕЧНО-РАЗНОСТНАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕНИЯ ОДНОСКВАЖИННОГО ТГДП НА ЯРЕГСКОМ ОРОЖДЕНИИ.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Обоснование оптимальных параметров термических технологий разработки крупных месторождений высоковязких нефтей Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции»

Актуальность работы. Общемировая проблема вовлечения гигантских запасов высоковязких нефтей (ВВН) в активную разработку становится из года в год все более актуальной.

В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции к крупным месторождениям ВВН относятся пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения и Ярегское месторождение с суммарными балансовыми запасами ВВН около 1,0 млрд. т.

Наиболее успешным и промышленно освоенным способом улучшения использования запасов ВВН является термическое воздействие на пласт в виде стационарной закачки пара или пароциклических обработок (ПЦО) скважин.

На пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения ПЦО вертикальных скважин внедряются с 1993 г. За 13 лет было проведено 279 ПЦО на 178 скважинах. Накопленное паронефтяное отношение, которое оценивается в 0,94 т/т, характеризует ПЦО как одну из самых эффективных технологий, применяемых на залежи. Однако только за счет проведения ПЦО на всех пробуренных скважинах нефтеотдача на залежи не может превысить 10 - 12 %.

При разработке Ярегского месторождения более 40 лет применяется уникальная термошахтная технология. Для закачки пара и отбора нефти используется плотная сетка пологовосходящих скважин, пробуренных из подземных горных выработок. Термошахтный способ позволил увеличить нефтеотдачу на отдельных участках месторождения до 60 %. Основным фактором, ограничивающим применение термошахтного способа на новых площадях, являются большие капитальные вложения на строительство нефтешахт.

В целях интенсификации добычи ВВН рекомендуется внедрение передовых термических технологий, предусматривающих использование горизонтальных скважин, пробуренных с поверхности, например, ПЦО горизонтальных скважин и термогравитационного дренирования пласта (ТГДП).

Предварительную оценку эффективности многократного проведения ПЦО горизонтальной скважины можно получить на основе конечно-разностных расчетов. Совместное проведение термогидродинамического моделирования и оптимизации ПЦО горизонтальной скважины требует больших затрат расчетного времени и не гарантирует после простого перебора многочисленных вариантов расчетов нахождения наилучших технологических параметров из-за отсутствия эффективного алгоритма оптимизации.

ТГДП - стационарный вид термического воздействия на пласт в целом, при котором традиционно используются две горизонтальные скважины, расположенные строго одна над другой: верхняя - для закачки пара, нижняя - для добычи нефти. Чтобы полностью реализовать все преимущества ТГДП необходимо контролировать величину паровой камеры. например, посредством гидродинамических исследований горизонтальной нагнетательной скважины. До сих пор не предложено подхода к интерпретации результатов таких исследований и не изучено влияние на объем и форму паровой камеры параметров ТГДП.

В тонких пластах вместо двухскважинного ТГДП рекомендуется использовать вариант, при котором закачка пара и добыча нефти ведутся через одну горизонтальную скважину. Серьезной проблемой при внедрении односкважинного ТГДП является низкий темп отбора нефти на начальной стадии процесса. Повышение эффективности односкважинного ТГДП связано с выбором оптимального способа предварительного прогрева призабойной зоны.

Цель работы заключается в совершенствовании термической разработки крупных месторождений ВВН Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции путем обоснования оптимальных параметров ПЦО скважин и ТГДП по результатам математического моделирования и промысловых испытаний.

Основные задачи исследования.

1. Обобщить опыт внедрения термической разработки на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения и Ярегском месторождении.

2. Создать алгоритм оптимизации с использованием схемы моделирования ПЦО вертикальных и горизонтальных скважин, которая может быть воспроизведена при помощи аналитического и конечно-разностного моделирования, и эффективного оптимизационного метода.

3. Разработать аналитическое описание ПЦО горизонтальной скважины, в процессе которой приток нефти происходит за счет градиента давления и действия гравитационных сил

4. Численно изучить влияние геолого-промысловых факторов на эффективность ПЦО скважин и сравнить расчетные оптимальные технологические параметры с фактическими данными для пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.

5. Рассмотреть возможность применения аналитической модели двухзонного ограниченного пласта для интерпретации гидродинамических исследований горизонтальной нагнетательной скважины с целью определения объема паровой камеры при ТГДП на основе результатов конечно-разностных расчетов для Ярегского месторождения.

6. Оценить потенциальные возможности односкважинного ТГДП на Ярегском месторождении и обосновать оптимальный вариант предварительного прогрева призабойной зоны с учетом факторов, оказывающих максимальное влияние на эффективность технологии.

Методы исследования.

Анализ научно-технической литературы, посвященной термической разработке месторождений ВВН, и данных об эффективности ПЦО скважин и ТГДП на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения и Ярегском месторождении.

Прогнозирование и оптимизация технологических показателей ПЦО скважин и ТГДП с применением различных моделей, численно реализованных в виде авторских компьютерных программ и модуля STARS коммерческого программного комплекса CMG для термогидродинамических расчетов фильтрационных процессов.

Научная новизна.

1. При помощи феноменологических и синергетических моделей установлены характерные стадии процесса площадной закачки пара на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.

2. Разработан алгоритм оптимизации ПЦО вертикальных и горизонтальных скважин, основанный на прогнозировании добычи нефти посредством феноменологического описания результатов математического моделирования, использовании квазиньютоновского оптимизационного метода и верификации полученных результатов.

3. Предложено аналитическое описание ПЦО горизонтальной скважины, которое позволяет воспроизвести основные физические процессы, происходящие в призабойной зоне, и количественно спрогнозировать эффективность технологии.

4. Установлены зависимости фактической эффективности ПЦО вертикальных скважин пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения от геолого-физических и технико-технологических параметров.

5. Осуществлена адаптация разработанного алгоритма оптимизации и аналитического описания к условиям пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения и определены оптимальные технологические параметры и значения технико-экономических критериев эффективности ПЦО вертикальных и горизонтальных скважин.

6. Численно обоснована правомерность использования аналитической модели двухзонного ограниченного пласта для интерпретации результатов гидродинамических исследований горизонтальной нагнетательной скважины с целью определения объема паровой камеры в зависимости от параметров ТГДП для Ярегского месторождения.

7. Предложен оптимальный способ предварительного прогрева призабойной зоны в процессе односкважинного варианта ТГДП, учитывающий геолого-фильтрационные условия Ярегского месторождения.

Практическая иенностъ.

Выявленные фактические зависимости результатов площадной закачки пара и ПЦО скважин от геолого-физических и технико-технологических параметров позволяют обосновать критерии эффективной применимости рассматриваемых технологий для пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.

Разработанный алгоритм оптимизации и аналитическое описание могут быть использованы при анализе, проектировании и оптимизации ПЦО вертикальных и горизонтальных скважин.

На основе рекомендованных для интерпретации гидродинамических исследований горизонтальной нагнетательной скважины расчетных формул модели двухзонного ограниченного пласта, полученных для вертикальных скважин, можно контролировать объем паровой камеры в процессе ТГДП.

Предложенный способ предварительного прогрева призабойной зоны, предусматривающий многократное проведение ПЦО всего горизонтального участка скважины, обеспечивает высокую эффективность начальной стадии односкважинного ТГДП в тонких и трещиноватых пластах Ярегского месторождения.

Внедрение результатов исследований. Результаты, полученные в работе, были использованы при составлении технологической схемы разработки Ярегского месторождения с применением ТГДП (2004 г.), дополнения к технологической схеме разработки (2006 г.), авторских надзоров за разработкой (2000 - 2005 гг.) и регламентов на проведение ПЦО добывающих скважин (2003 г., 2005 г.) пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.

Апробация работы. Результаты работы докладывались на конференции молодых специалистов ОАО «ЛУКОЙЛ» (Волгоград, 2001 г.), всероссийской конференции - ярмарке «Техноэкогеофизика - новые технологии извлечения минерально-сырьевых ресурсов в XXI веке» (Ухта, 2002 г.), всероссийской конференции «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы. Нефть и газ Европейского Северо-Востока» (Ухта, 2003 г.), международной конференции «Освоение и добыча трудноизвлекаемых высоковязких нефтей» (Анапа, 2003 г.), конференции победителей XII конкурса молодежных разработок по проблемам ТЭК (Москва, 2004 г.), международном симпозиуме «Новые технологии разработки и увеличения нефтеотдачи» (Москва, 2004 г.), конференции, посвященной 45-летию филиала ООО «ВНИИГАЗ» - «СЕВЕРНИПИГАЗ» (Ухта, 2005 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 научных работ, 3 из которых опубликованы в реферируемых научно-технических журналах.

Дар обратной связи. Автор глубоко признателен академику РАЕН и АПБ, д.т.н., профессору, ректору УГТУ Цхадая Н.Д. за постоянную поддержку и содействие, научному руководителю, д.т.н. Рузину Л.М. за привлечение внимания к проблеме, стимулирующие дискуссии и ценные рекомендации, а также своим наставникам и коллегам, чьи практические советы оказали большую помощь при выполнении работы, и особенно - Мордвинову А.А., Базылеву А.П. и Васильевой З.А.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Урсегов, Станислав Олегович

Основные результаты сравнительных расчетов представляют собой хронологические графики изменения накопленной добычи нефти и воды, средней

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

При выполнении исследований, содержащихся в работе, получены следующие результаты:

1. В результате поэлементного анализа эффективности площадной закачки пара на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения были выделены три основные стадии процесса, для каждой из которых разработаны мероприятия по регулированию отборов жидкости и закачки пара, учитывающие геолого-промысловые особенности пластов.

2. Основные преимущества предложенного алгоритма оптимизации ПЦО вертикальных и горизонтальных скважин с учетом технико-экономических критериев состоят в следующем: использование квазиньтоновского оптимизационного метода с конечно-разностным градиентом является математически эффективным и устойчивым и не требует решения большой системы нелинейных уравнений; позволяет обосновать оптимальные параметры ПЦО вертикальных скважин пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, которые совпадают с результатами математического моделирования и накопленными фактическими данными; является достаточно гибким, позволяет проводить модификацию условий поиска и критериев оптимизации при поступлении новых данных и учитывает характерные особенности ПЦО скважин пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения: гиперболическое падение дебита нефти вертикальных и горизонтальных скважин на естественном режиме, - существование оптимального объема закачанного пара, превышение которого не способствует пропорциональному увеличению дополнительной добычи нефти, отрицательную зависимость эффективности ПЦО от числа проведенных циклов.

3. Разработанное аналитическое описание ПЦО горизонтальной скважины позволило получить количественную оценку эффективности технологии для условий пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, сопоставимую с результатами конечно-разностного моделирования.

Из результатов численных экспериментов на основе предложенного аналитического описания следует, что многократные ПЦО представляют собой эффективный метод прогрева однородного пласта вблизи горизонтальной скважины.

После проведения первых ПЦО на пробуренной горизонтальной скважине пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения для повышения надежности расчетов рекомендуется адаптировать предложенное аналитическое описание к полученным фактическим результатам посредством введения корректирующих коэффициентов.

4. Установлено, что основными факторами, влияющими на эффективность ПЦО технически исправных вертикальных скважин пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, являются реакция скважин на площадную закачку пара, величина и механизм обводнения, а также продуктивность скважин.

5. С помощью выполненных математических экспериментов для условий пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения определено, что, при использовании обоснованной оптимальной продолжительности и количества закачиваемого пара в каждом цикле, накопленный чистый дисконтированный доход после проведения трех циклов ПЦО на горизонтальной скважине оказывается практически в два раза выше, чем для вертикальной скважины.

6. Показано, как изменения геолого-физических свойств пласта и технологических параметров ТГДП могут отразиться на характере и продолжительности режимов притока к горизонтальной скважине;

Проведена проверка пригодности «приближенной» гидродинамической методики, основанной на аналитической модели двухзонного замкнутого пласта, для определения объема паровой камеры при ТГДП, по сравнению с «точным» конечно - разностным методом расчета объема паровой камеры.

Установлено, что погрешность полученных значений объема паровой камеры аналитическим и цифровым методами изменяется в пределах от 0,3 до 30 %;

Наиболее близкие значения объема паровой камеры аналитическим и цифровым методами были получены для модели пласта с наибольшим числом ячеек гидродинамической сетки, с коэффициентом анизотропии в интервале от 0,01 до 0,05, при закачке пара с максимальной степенью сухости (90 %), до прорыва пара в добывающую скважину, при увеличении вертикального расстояния и минимальном горизонтальном сдвиге между нагнетательной и добывающей скважинами.

Рассмотренный аналитический подход к интерпретации нестационарных исследований горизонтальных скважин рекомендуется использовать для оценки эффективности реализации ТГДП на Ярегском месторождении.

7. Технология ТГДП является эффективной альтернативой разработки Ярегского месторождения термошахтным способом или с применением вертикальных скважин. В целях сокращения затрат на бурение и эксплуатацию горизонтальных скважин целесообразно использовать односкважинный вариант ТГДП.

Для повышения технологических показателей односкважинного ТГДП предложено разделить горизонтальный ствол скважины на добычную и нагнетательную секции посредством установки интеллектуального заканчивания.

На начальной стадии процесса целесообразно проведение предварительного прогрева пароциклическими обработками всего горизонтального участка скважины, способствующего равномерному прогреву пласта, росту начального дебита и приемистости скважины.

Нефтяной пласт для успешной реализации технологий ТГДП должен иметь достаточную для формирования паровой зоны толщину, вертикальные трещины, которые создают благоприятные условия для гравитационной миграции пара и препятствуют его прорыву в добычную секцию, нежелательно преждевременное разгазирование нефти.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Урсегов, Станислав Олегович, 2007 год

1. Абасов М.Т., Таиров Н.Д. Влияние температуры на проявление молекулярно-поверхностных сил в процессе теплового воздействия на пласт. В сб. Тепловые методы добычи нефти", - М., Наука, 1975, с.135-142.

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

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

4. Амелин И.Д., Субботина Е.В. "Особенности разработки залежей нефти с карбонатными коллекторами". ВНИИОЭНГ. Обзорная информация сер."Нефтепромысловое дело", 1986.

5. Аметов И.М., Семуков С.В., Полубоярцев E.JI. Определение характеристик высокосмолистых нефтей по промысловым данным на основе вязкоупругой модели. Изв. ВУЗов, сер. Нефть и газ, 1978 г., № 12, с. 31 34.

6. Анализ промышленной разработки месторождения Оха тепловыми методами. ВНИИОЭНГ, - М., 1979, 46 с. - Боксерман А.А., Подкин А.А., Раковский H.JI. и др.

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

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

9. Антониади Д.Г. Пароциклические обработки призабойных зон в нефтяных скважинах. Краснодар Советская Кубань, 2005 г., 272 с.

10. Аржанов Ф. Г., Антониади Д. Г., Гарушев А. Р. Термические методы воздействия на нефтяные пласты. Справочное пособие. М.: Недра, 1995. - 192 с.

11. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1977, 238 с.

12. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р., Антониади Д.Г. и др. Технические методы добычи нефти в России и за рубежом. М., ВНИИОЭНГ, 1995, 168 с.

13. Балашова Т.В., Симкин Э.М., Коган Л.Г. Выбор оптимального размещения и числа скважин для теплового воздействия на призабойную зону пласта, Нефтяное хозяйство, № 3, 1973, стр. 35 38.

14. Баренблатт Г. И., Ентов В. М., Рыжик В. М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. М.: Недра, 1972. - 288 с.

15. Баширов В. В., Булгакова Г. Т., Шарафутдинов Р. Ф. Неизотермическая фильтрация жидкости и газа в пористой среде и задачи увеличения нефтеотдачи пластов тепловыми методами. Учебное пособие // Башкирский государственный ун-т, 1985.-94 с.

16. Баширов В. В., Федоров К. М., Овсюков А. В. Неизотермическое движение жидкости и газа в пористых средах и задачи увеличения нефтеотдачи пластов тепловыми методами. Учебное пособие // Башкирский государственный ун-т. 1984.-65 с.

17. Бернштейн М.А., Лобода В.М. Применение различных методов повышения нефтеотдачи пластов. М, ВНИИОЭНГ, Обзорная информация. Сер."Нефтепромысловое дело", 1977, 64 с.

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

19. Боксерман А. А., Коноплев Ю. П., Тюнькин Б. А., Морозов С. В., Груцкий Л. Г., Питиримов В. В. Перспективы шахтной и термошахтной разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. 2003. - № 11. - С. 42 - 45.

20. 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. - С. 145 - 148.

21. Боксерман А.А. Динамика зон прогрева пласта при закачке в него пара. -НТС ВНИИ по добыче нефти, вып. 42, М., 1971, с. 159-169.

22. Боксерман А.А. Основные направления развития технологий тепловых методов увеличения нефтеотдачи пластов. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. - М., Наука, 1990, 164 с.

23. Боксерман А.А., Додонова И.А., Раковский H.JI. Геолого-физические критерии выбора объектов для применения тепловых методов разработки. -"Геология нефти и газа", № 10, 1976, с.21-27.

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

25. Боксерман А.А., Якуба С.И. О расчетах процесса вытеснения нефти оторочками пара. В сб. научных трудов ВНИИ "Добыча нефти", вып.61, М., 1977, с.76-84.

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

27. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи плстов. М.: Недра, 1986. - 424 с.

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

29. Вахитов Г. Г., Кузнецов О. Л., Симкин Э. М. Термодинамика призабойной зоны нефтяного пласта. М.: Недра, 1976. - 216 с.

30. Вахитов Г.Г., Алишанов М.Г. Влияние температуры нагнетаемой воды на нефтеотдачу. НХ, № 8, 1979, с.29-32.

31. Гарушев А.Р. Термическое воздействие на пласт при разработке месторождений высоковязких нефтей. ВНИИОЭНГ, 1972, 88 с.

32. Григорян A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. Недра, М., 1969, 108 с.

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

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

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

36. Джалалов К.Э., Ишханов В.Г. Прогнозирование дебита скважин при пароциклическом воздействии на пласт. Проблемы комплексного изучения и опытно-промышленного внедрения термических методов повышения нефтеотдачи пластов, М., ВНИИОЭНГ, 1983, с.14-18.

37. Джамалов И.М. Вытеснение нефти теплоносителями из обводненных слоистых пластов. НХ, № 12, 1978.

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

39. Дэннис Дж., Шнабель Р. Численные методы безусловной оптимизации и решение нелинейных уравнений. М.: Мир, 1988. - 440 с.

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

41. Жданов С.А., Малютина Г.С. Промышленное внедренеие методов повышения нефтеотдачи пластов за рубежом. ВНИИОЭНГ, М., 1982, 52 с.

42. Желтов Ю.В., Кудинов В.И., Термополимерное воздействие -технология для рациональной разработки месторождений вязкой нефти в трещино-поровых коллекторах. Нефтяное хозяйство, № 10, М., 1993, с.21-24.

43. Золотухин А.Б., Малофеев Г.Е. Определение температурного поля пласта при нагнетании в него водяного пара. Известия ВУЗов. Нефть и газ., 1975, № 10, с.54-67.

44. Золотухин А.Б., Назарова JI.H. Математическое моделирование процесса извлечения нефти с помощью закачки в пласт теплоносителей. МИНХ и ГП им. И.М.Губкина, М, 1989, с.24-31.

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

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

47. Кочешков А.А., Хомутов В.И. Изучение механизма вытеснения нефти теплоносителями. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений и обработки призабойных зон пласта. ВНИИОЭНГ, 1971, с.37-43.

48. Ксенз Т.Г., Назаров А.В., Мордвинов А.А. Оптимизация отборов газа по эксплуатационному фонду в период постоянной добычи. Сб. Материалы научно-технической конференции (16-18 апреля 2001 г.).-Ухта, УГТУ, 2002.-е. 39-44.

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

50. Кудинов В.И. Совершенствование тепловых методов разработки нефтяных месторождений. М., Нефть и газ, 1996,280 с.

51. Лабораторное исследование основных закономерностей пароциклических обработок нефтедобывающих скважин. С.А.Жданов, B.C. Кутляров и др. Сборник научных трудов ВНИИ. Выпуск 117, М., 1993, с.28-34.

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

53. Малофеев Г.Е. Теплофизические основы разработки нефтяных месторождений с применением термовоздействия и его модификаций.

54. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. 1990, Фонды ВНИИ.

55. Мирзаджанзаде А. X., Аметов И. М. Прогнозирование промысловой эффективности методов теплового воздействия на нефтяные пласты М., Недра, 1983,206 с.

56. Мирзаджанзаде А.Х., Алиев Н.А., Юсифзаде Х.Б., Салаватов Т.Ш., Шейдаев А.Ч. Фрагменты разработки морских нефтегазовых месторождений. Баку, Елм, 1997 г., 408 с.

57. Мирзаджанзаде А.Х., Шахвердиев А.Х. Динамические процессы в нефтегазодобыче: Системный анализ, диагноз, прогноз. М, Наука, 1997 г., 254 с.

58. Методическое руководство по применению комплекса гидротермодинамических и физико-химических исследований для контроля разработки при нагнетании в пласт теплоносителей. РД 39-0147035-214-85, ВНИИ, М, 1985,279 с.

59. Оганов К.А. Основы теплового воздействия на нефтяной пласт. М., Недра, 1967,203 с.

60. Особенности определения технологических показателей при проектировании разработки нефтяных месторождений тепловыми методами. -Тарасов А.Г., Борисова Н.П., Додонова И.А. и др. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. М., Наука, 1990, с.41-49.

61. Принципы создания энерго- и ресурсосберегающих технологий разработки месторождений парафинистых и вязких нефтей с применением термозаводнения. Теслюк Е.В., Розенберг М.Д., Сафронов С.В. и др. Нефтяное хозяйство, № 4, 1995, с.32-36.

62. Раковский H.JI. Проектирование разработки нефтяных месторождений с применением тепловых методов повышения нефтеотдачи. Нефтяное хозяйство, 1980, № 12, с.22-28.

63. Раковский H.JI. Тепловая эффективность нагнетания теплоносителей в слоисто-неоднородные пласты. Нефтяное хозяйство, 1981, № 11, с.31-36.

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

65. Рубинштейн JI. И. Температурные поля в нефтяных пластах. М.: Недра, 1972.-276 с.

66. 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. С. 154 - 161.

67. 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.

68. Рузин Л.М. Москвичев В.И., Сукрушев B.C. Результаты опытных работ по нагнетанию пара в пласт на Лыаельской площади Ярегского месторождения. -Нефтепромысловое дело. -№ 2, 1983.

69. Рузин Л.М., Кондрашкин В.Е., Гайворонский И.Н. Прогрев залежи высоковязкой нефти при закачке пара в подстилающий водоносный горизонт. -"Нефть и газ", Известия ВУЗов. № 12, 1984.

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

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

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

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

74. Урсегов С.О. Влияние геолого-промысловых факторов на эффективность пароциклических обработок скважин в условиях пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения Текст. / Л.М. Рузин, В.В. Муляк, С.О. Урсегов

75. Труды четвертого международного симпозиума «Новые технологии разработки и увеличения нефтеотдачи» / Российская академия государственной службы, институт нефтегазового бизнеса. Москва, 2005. С. 529 - 534.

76. Урсегов С.О. Новые технологии добычи высоковязких нефтей и битумов Текст. / JI.M. Рузин, С.О. Урсегов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2004. - № 7. - С. 53 - 58.

77. Урсегов С.О. Проекция синергетического подхода к анализу процессов паротеплового воздействия на макронеоднородную залежь высоковязкой нефти Текст. / С.О. Урсегов // Нефтепромысловое дело. 2001. - № 8. - С. 12-17.

78. Урсегов С.О. Развитие тепловых методов разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения Текст. / JI.M. Рузин, С.О. Урсегов // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 2. - С. 82 - 84.

79. Филиппов В. П., Жданов С. А., Кащавцев В. Е., Сафронов В. И. Состояние применения третичных методов увеличения нефтеотдачи в России и бывшем СССР //Нефтяное хозяйство. 1993. -№ 10.-С. 16-20.

80. Халимов Э. М., Климушин И. М., Фердман Л. И. Геология месторождений высоковязких нефтей СССР. Справочное пособие. М.: Недра, 1987.- 174 с.

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

82. Чашкин Ю.Г. Проблемы оптимизации технологии циклических обработок скважин теплоносителями. Нефтяное хозяйство, 1991, № 8, с.19-20.

83. Шандрыгин А.Н., Нухаев М.Т., Тертычный В.В. Разработка залежей тяжелой нефти и природного битума методом парогравитационного дренажа. // Нефтяное хозяйство. 2006. - № 6. - С. 33 - 39.

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

85. Aziz, К. and Gontijo J.E.: "A Simple Analytical Model for Simulating Heavy oil Recovery by Cyclic Steam in Pressure-Depleted Reservoirs", paper SPE 13037 presented at the 59th Annual Technical Conference and Exhibition, Houston (September 16-19, 1984).

86. Basham, M., Fong, W.S. and Kumar, M.: "Recent Experience in Design and Modeling of Thermal Horizontal Wells", paper 119, presented at the 9th UNITAR International Conference in Heavy Crude and Tar Sands, Beijing, China (October 27-30, 1998).

87. Boberg, T.C. and Lantz, R.B.: "Calculation of the Production Rate of a Thermally Stimulated Well", J.Pet.Tech. (December 1966).

88. Bourdet, D., Ayoub, J.A. and Pirard, Y.M. Use of Pressure Derivative in Well-Test Interpretation, SPE Formation Evaluation (June 1989), 293 302.

89. Butler, R.M. and Stephens, D.J.,: "The Gravity-drainage of Steam-Heated Heavy-Oil to Parallel Horizontal Wells", paper presented at the 31 st Annual Technical Meeting of The Petroleum Society of CIM in Calgary (May 25-28, 1980).

90. Butler, R.M., Thermal Recovery of Oil and Bitumen, Englewood Cliffs, N.J.: Prentice Hall, 1991, pp. 285-359.

91. Computer Modeling Group, "STARS Version 98 User's Guide," Calgary, Alberta Canada, 1998.

92. Falk, K., Nzekwu, В., Karpuk, B, and Pelensky, P., "Concentric CT for single-well steam-assisted gravity drainage," World Oil (July 1996), 85-95.

93. Gomaa, E.E.: "Correlations for Predicting Oil Recovery by Steamflood", J.Pet.Tech. (February 1980) 325-332.

94. ЮЗ.Натт, R.A. and Ong, T.S. Enhanced Steam Assisted Gravity Draige: A New Horizontal Well

95. Hong, K.C., and Jensen, R.B.: "Optimization of Multicycle Steam Stimulation," paper SPE 2328, Proc., 39th SPE Annual California Fall, Meeting, Bakersfield, CA (1968), SPE Reprint Series No. 7, Thermal Recovery Processes (1985) 227-237.

96. Jones, J.: "Cyclic steam Reservoir Model for Viscous Oil, Pressure-depleted, Gravity-drainage Reservoirs", SPE 6544, 47th annual California Regional Meeting of the SPE of AIME, Bakersfield (April 13-15, 1977).

97. Joshi, S.D., "A Laboratory Study of Thermal Oil Recovery Using Horizontal Wells,"paper SPE/DOE 14916 presented at the 1986 SPE/DOE Fifth Symposium on Enhanced Oil Recovery held in Tulsa, OK, April 20-23.

98. Kuchuk, F.J. Well Testing and Interpretation for Horizontal Wells, Journal of Petroleum Technology (January 1995), 36-41

99. Mandl, G. and Volek, C.W.: "Heat and Mass Transport in Steam-Drive Processes", Soc. Pet. Eng. J. (March 1969) 59-79; Trans., AIME, 246.

100. Marx, J.W. and Langenheim, R.H.: "Reservoir Heating by Hot-Fluid Injection", Trans. AIME (1959) 216, 312-315.

101. McCormack, M., Fitzgibbon, J., Horbachewski, N., "Review of Single Well SAGD Field Operating Experience," Canadian Petroleum Society Publication No. 97191, 1997.

102. Myhill, N.A. and Stegemeier, G.L.: "Steam Drive Correlation and Prediction", J. Pet. Tech. (February 1978) 173-182.

103. Prats, M.: "Thermal Recovery", Monograph Volume 7, SPE of AIME, Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME, 1982.

104. Satman A., Eggenschwiler, M., Ramey, H.J. Interpretation of Injection Well Pressure Transient Data in Thermal Oil Recovery, Paper SPE 8908 Presented at the 50th Annual California Regional Meeting of the SPE, Los Angeles, CA (April 9- 11, 1980).

105. Van Lookeren: "Calculation Methods for Linear and Radial Steam Flow in Oil Reservoirs", J.Pet.Tech. (June 1983) 427-439.