Повышение эффективности освоения месторождений сверхвязкой нефти с применением комбинированных тепловых методов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Минханов Ильгиз Фаильевич

• Минханов Ильгиз Фаильевич
• кандидат наук
• 2024

Оглавление диссертации кандидат наук Минханов Ильгиз Фаильевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1 Мировые запасы и способы добычи высоковязкой и сверхвязкой нефти

1.2 Технологии добычи высоковязкой и сверхвязкой нефти с применением тепловых методов

1.2.1 Технология непрерывного паротеплового воздействия и циклической закачки пара (CSS)

1.2.2 Технология парогравитационного дренажа (SAGD)

1.2.3 Технология комбинированной закачки пара с химическими реагентами

1.2.4 Внутрипластовое горение

1.3 Анализ влияния глинистых минералов на эффективность тепловых методов

1.4 Анализ эффективности использования катализаторов при воздействии паром и воздухом

ГЛАВА 2. ОБЪЕКТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ И МЕТОДОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ

ЭКСПЕРИМЕНТОВ

2.1 Объекты исследования

2.1.1 Образцы карбонатных коллекторов

2.1.2 Образцы терригенных коллекторов

2.2 Методика пробоподготовки кернов и флюидов для исследований

2.3 Описание уникальной научной установки и методика проведения физико-химического моделирования процессов паротеплового воздействия и внутрипластового горения

2.3.1 Методология проведения эксперимента по закачке пара

2.3.2 Методология проведения эксперимента по внутрипластовому горению

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПАРОТЕПЛОВОГО

ВОЗДЕЙСТВИЯ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ И В КОМБИНАЦИИ, С КАТАЛИЗАТОРАМИ

3.1 Оценка эффективности применения паротеплового воздействия на обводненных коллекторах

3.1.1 Исследование эффективности применения закачки пара на карбонатных коллекторах

3.1.2 Исследование эффективности применения закачки пара на терригенных коллекторах

3.2 Оценка влияния содержания глинистых минералов на эффективность закачки пара

3.3 Повышение эффективности паротеплового воздействия за счёт применения раствора катализатора акватермолиза

3.3.1 Фильтрационные эксперименты на модели терригенного керна Ашальчинского месторождения

3.3.2 Фильтрационные эксперименты на модели карбонатного керна Майоровского месторождения

3.3.3 Фильтрационные эксперименты на модели карбонатного керна месторождения Бока-де-Харуко

3.3.4 Разработка метода расчета объемов раствора катализатора и плана его закачки совместно с паром на основе данных о месторождении. Проведение ОПИ на месторождении СВН и анализ промысловых данных

ГЛАВА 4. ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ И В КОМБИНАЦИИ С КАТАЛИЗАТОРАМИ

4.1 Оценка эффективности внутрипластового горения для доразработки карбонатного коллектора месторождения Бока-де-Харуко

4.2 Оценка эффективности доразработки терригенного коллектора внутрипластовым горением на модели Ойкино-Алтунинского поднятия Ромашкинского месторождения

4.3 Определение эффективности внутрипластового горения и усовершенствование технологии с применением катализатора для Нурлатского месторождения

4.3.1 Подбор оптимального расхода закачки воздуха в эксперименте Е1

4.3.2 Определение эффективности внутрипластового горения на модели пласта в эксперименте Е2

4.3.3 Определение эффективности катализатора окисления для технологии ВПГ на насыпной модели пласта в эксперименте Е2

4.4 Оценка влияния глинистых минералов на эффективность проведения внутрипластового горения

4.4.1 Исследование внутрипластового горения на составной модели при электрическом прогреве

4.4.2 Исследование внутрипластового горения на составной модели с глинистыми прослоями при электрическом прогреве и после обработки паром

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Приложение А

Приложение Б

Приложение В

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ Квыт - коэффициент вытеснения нефти, %; Рпл - пластовое давление, МПа; ВВН - высоковязкая нефть СВН - сверхвязкая нефть; ВПГ - внутрипластовое горение; ПТВ - паротепловое воздействие; ТГДП - термогравитационное дренирование пласта; ЯМР - ядерно-магнитный резонанс. ТГА - термогравиметрический анализ КИН - коэффициент извлечения нефти ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства РФА - рентгенофазовый анализ ОПИ - опытно-промысловые испытания МУН - методы увеличения нефтеотдачи НПЗ - нефтеперерабатывающий завод ПНП - повышение нефтеотдачи пласта ПЗП - призабойная зона пласта ПЦО - пароциклическая обработка ГФХ - геологофизическая характеристика ТРГ - терморасширенный графит ПНО - паронефтяное отношение ВГВ - воздействие горячей водой

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности освоения месторождений сверхвязкой нефти с применением комбинированных тепловых методов»

Актуальность темы исследования.

Мировые ресурсы сверхвязкой нефти (СВН) оцениваются более чем в 640 млрд тонн. Самые крупные залежи находятся на территориях Венесуэлы и Канады. Извлекаемые запасы СВН в Россия оцениваются более чем в 1,3 млрд тонн. Традиционные методы добычи углеводородов при извлечении СВН малоэффективны из-за низкой подвижности нефти. Тем самым, разработка технологий по их извлечению является актуальной задачей. Так же, одной из проблем, требующей решения, является доразработка залежей СВН, достигших максимального коэффициента извлечения нефти (КИН) и имеющих высокую обводненность.

Мировой опыт показывает, что наиболее распространённым и эффективным методом освоения СВН является паротепловое воздействие (ПТВ). Также существует технология внутрипластового горения (ВПГ), которая является перспективной для разработки месторождений СВН. Однако данные технологии имеют ряд недостатков, которые снижают их технико-экономическую эффективность. При ПТВ к основным из недостатков относятся: высокая стоимость генерации пара и выбросы парниковых газов при его производстве, быстрое обводнение пласта, при этом добытая нефть имеет высокую вязкость и плотность, что осложняет ее дальнейшую подготовку и транспортировку. При применении технологии ВПГ одновременно реализуется большое количество физико- химических процессов, которыми сложно управлять в полевых условиях, также возникают трудности инициирования процессов окисления (низкотемпературный резервуар) и стабилизации фронта горения.

Для повышения эффективности применения технологии ПТВ и ВПГ актуальным направлением является использование катализаторов, способствующих улучшению свойств и состава добываемой нефти. В настоящее время практическое применение катализаторов реализуется на стадиях переработки нефти и получения нефтепродуктов. В последнее десятилетие

наблюдается рост научных публикаций, посвященных лабораторным исследованиям по применению катализаторов на стадии добычи нефти для повышения нефтеотдачи пласта, что подтверждает их большой потенциал для использования на месторождениях.

Степень разработанности темы.

Значительный вклад в исследования тепловых методов увеличения нефтеотдачи (МУН), а также их совершенствование для разработки месторождений СВН внесли российские и зарубежные исследователи из академических и отраслевых организаций: Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина, Сколковский институт науки и технологий, Казанский федеральный университет, Альметьевский государственный нефтяной университет, Уфимский государственный нефтяной технический университет, Ухтинский государственный технический университет, Пермский национальный исследовательский политехнический университет, Институт проблем нефти и газа РАН, ПАО «Татнефть», ТатНИПИнефть, ПАО «ЛУКОЙЛ», ООО

«РИТЭК», АО «Зарубежнефть», АО «ВНИИнефть», ПАО «НК «Роснефть», Университет Калгари, Университет Альберты, Мексиканский институт нефти, Стэнфордский университет, Юго-западный нефтяной университет, Китайский нефтяной университет, Ближневосточный технический университет и другие организации.

Основным вектором развития тепловых МУН является поиск решений, способствующих оптимизации технологии добычи СВН и улучшению свойств нефти уже в пластовых условиях, среди которых особо можно выделить применение каталитических систем. При этом дальнейшее развитие данного направления требует создания специализированных установок и экспериментальных методик для исследований и оценки эффективности технологий в условиях, максимально приближенных к пластовым, а также разработки способов проведения промысловых работ в условиях высокой вариативности свойств пластовых флюидов и характеристик пласта.

Цель работы - разработка комбинированных методов освоения месторождений СВН с применением теплового воздействия (паротепловые обработки, внутрипластовое горение) и катализаторов.

Основные задачи исследования:

1. Создание лабораторной установки для физического моделирования и разработка методик проведения исследований по определению эффективности комбинированных тепловых технологий в условиях, приближенных к пластовым, на насыпных и составных моделях пласта при высоких температурах воздействия;

2. Определение оптимального режима закачки пара при добыче сверхвязкой нефти терригенного и карбонатного коллекторов;

3. Оценка влияния вещественного состава породы коллектора на эффективность применения паротеплового воздействия;

4. Оценка эффективности и подбор оптимального режима закачки раствора катализатора акватермолиза для повышения нефтеотдачи при паротепловом воздействии;

5. Разработка метода расчета объемов закачки раствора катализатора совместно с паром на основе геолого-физических характеристик объекта и проведение опытно- промышленных испытаний на месторождении;

6. Физическое моделирование доразработки обводнённого месторождения методом внутрипластового горения после паротеплового воздействия на терригенных и карбонатных коллекторах, в том числе с учетом влияния глинистых минералов на стабильность процесса.

7. Оценка эффективности катализатора окисления для повышения нефтеотдачи и снижения температуры инициации при внутрипластовом горении.

Методы исследования.

Для решения поставленных задач использовались следующие методы: термогравиметрический анализ для определения эффективной нефтенасыщенности и продуктов коксования после теплового воздействия, рентгенофазовый анализ для определения минерального состава породы, реометры для определения вязкости, метод SARA-анализа для оценки группового состава

нефти (ASTM D2007), газовые анализаторы для определения состава выходящих газов в процессе закачки пара и горения. Для физического моделирования процесса вытеснения нефти при паротепловом воздействии и внутрипластового горения использовалась уникальная научная установка РФ регистрационный номер 2083849 (https://ckp-rf.ru/catalog/usu/2083849).

Объекты исследования.

Исследования были проведены на различных по свойствам сверхвязких нефтях (вязкость нефти от 2070 до 336180 мПа*с при 25°С), залегающих в карбонатных и терригенных породах-коллекторах.

Научная новизна:

1) Предложена методика физического моделирования ПТВ и разработан новый способ подготовки консолидированной керновой модели пласта, которые, в отличие от ранее имеющихся, позволяют увеличить температуру проведения исследований с 250- 300°С до 400 °С и анализировать изменения пористой среды в ходе эксперимента.

2) На объектах Ромашкинского месторождения сверхвязкой нефти с терригенным коллектором и месторождения Бока де Харуко с карбонатным коллектором установлено, что паротепловое воздействие эффективнее проводить, если ранее пласт не подвергался заводнению.

3) Разработана методика расчёта объёмов закачки растворителя и катализатора в пласт для предложенных технологий паротепловой обработки скважин совместно с катализаторами акватермолиза для добычи сверхвязкой нефти в карбонатных коллекторах, учитывающая свойства пластовой нефти и закачиваемого катализатора.

4) Доказано влияние режима закачки пара совместно с катализатором акватермолиза на коэффициент вытеснения нефти, прирост которого составляет от 8,0 до 42,7% в зависимости от свойств сверхвязкой нефти (вязкость 2070-271000 мПа*с при 25°С) и свойств коллектора исследуемых месторождений (Ашальчинское, Бока де Харуко и Майоровское).

5) Для залежи сверхвязкой нефти терригенного коллектора Нурлатского месторождения модернизирована технология внутрипластового горения за счет применения катализатора окисления, который позволил увеличить коэффициента вытеснения нефти на 4,5% и снизить температуру инициации горения на 100°С.

6) Установлено на примере образцов месторождения сверхвязкой нефти с терригенным типом коллектора, что наличие прослоев, состоящих из глинистых минералов, в породе-коллекторе приводит к затуханию теплового фронта при применении внутрипластового горения в отличие от их равномерного распределения по модели, где наблюдается стабильный фронт горения.

Теоретическая значимость.

В работе обоснована возможность применения катализаторов для увеличения нефтеотдачи сверхвязкой нефти при применении тепловых методов, а также проведен анализ изменения свойств нефти, показывающий улучшения ее качества. Эти результаты могут быть применены для дальнейшего развития теоретических основ процесса преобразования сверхвязкой нефти в пористой среде при пластовых условиях. Выявлены закономерности влияния обводнённости пласта, содержания и состава глинистых минералов на эффективность применения тепловых методов увеличения нефтеотдачи. Также установлен факт снижения температуры инициации при применении нефтерастворимого катализатора для метода внутрипластового горения.

Практическая значимость работы:

1. Разработанные лабораторные методики позволяют определять коэффициент вытеснения нефти при применении ПТВ и ВПГ, в том числе при добавлении катализаторов, на составных моделях керна при высоких температурах агентов закачки и оценить эффективность данных технологий в условиях, максимально приближенных к пластовым.

2. Разработаны рекомендации по закачке пара на карбонатных и терригенных коллекторах на основе полученных результатов физического моделирования по оценке эффективности ПТВ от обводненности пластов.

3. Технология паротепловой обработки скважин совместно с катализаторами акватермолиза позволит достичь более высоких дебитов сверхвязкой нефти и улучшить качество добываемой продукции. Результаты исследования применялись при составлении программы опытно-промышленных работ и апробированы при пароциклической обработке скважины на месторождении Бока де Харуко. Данная технология может быть рекомендована для других месторождений СВН с близкими геолого-физическими характеристиками.

4. Предложенная комбинированная технология ВПГ с катализатором окисления для разработки Нурлатского месторождения СВН с терригенным типом коллектора позволяет снизить температуру инициации процесса, повысить охват воздействия и нефтеотдачу пласта.

Основные защищаемые положения:

1. Разработанная методика проведения физического моделирования ПТВ на составной керновой модели до 400°С при пластовом давлении, апробированная на серии образцов пород карбонатных и терригенных коллекторов.

2. Влияние обводненности терригенной модели пласта Ромашкинского месторождения и карбонатной модели пласта месторождения Бока де Харуко на эффективность ПТВ.

3. Влияние содержания глинистых минералов на эффективность ПТВ на модели залежи СВН терригенного коллектора.

4. Результаты физического моделирования технологий ПТВ и ВПГ с добавлением катализаторов при различных режимах воздействия, для различных типов коллекторов и различных по свойствам сверхвязких нефтей месторождений Бока де Харуко, Ашальчинское и Майоровское. Результаты физического моделирования по определению эффективности доразработки месторождений сверхвязкой нефти с использованием технологии ВПГ после ПТВ на карбонатных и терригенных коллекторах.

5. Методы паротепловой обработки скважин совместно с катализаторами акватермолиза для разработки месторождений сверхвязкой нефти в карбонатных

коллекторах, включая методику расчета объемов закачки агента и анализ эффективности внедрения технологии на одном из объектов.

6. Влияние глинистых минералов на эффективность внутрипластового горения на терригенном коллекторе месторождения СВН.

Личный вклад автора заключается в сборе и анализе научных публикаций по теме тепловых методов увеличения нефтеотдачи; постановке методик экспериментальных работ; анализе объектов исследования; проведении физического моделирования комбинированных технологий ПТВ и ВПГ с катализаторами для определения коэффициентов вытеснения и свойств добываемой нефти; обработке и анализе экспериментальных результатов, полученных в лаборатории и на промысле; оценке условий применимости исследуемых технологий и сравнении их эффективности с базовыми тепловыми методами.

Автором диссертации было выполнено 90% экспериментальной работы. Доля участия автора при написании статей не менее 30% от объёма публикации, при написании тезисов докладов - 90%. В осуществлении экспериментов принимали участие студенты Деревянко В.К., Тазеев А.Р. и Питуганова А.Е.

Публикации по теме диссертации написаны в соавторстве с к.х.н. Варфоломеевым М.А., осуществлявшим руководство исследованием, и научным консультантом к.э.н. Кудряшовым С.И., принимавшими участие в постановке задач, выборе объектов исследования и обсуждении полученных результатов, а также с к.х.н ведущим научным сотрудником Болотовым А.В., принимавшим участие в обсуждении результатов. Автор считает своим долгом выразить им искреннюю благодарность за постоянное внимание к работе и поддержку в процессе проводимых исследований. Также автор благодарит коллектив НИЛ «Внутрипластовое горение» (рук. к.т.н. Вахин А.В.) за предоставленные образцы катализаторов акватермолиза и совместную работу по проведению опытно-промысловых испытаний на месторождении Бока де Харуко, организованных компанией АО «Зарубежнефть».

Достоверность и обоснованность результатов:

Исследования были проведены на поверенных лабораторных установках по разработанным и общепринятым методикам. Для подтверждения достоверности полученных результатов были проведены серии аналогичных экспериментов. Полученные данные подвергались статистической обработке. Для получения качественных результатов проводились дополнительные исследования с использованием нескольких экспериментальных методов, основанных на различных принципах работы.

Публикации и апробация работы:

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на 20th International Multidisciplinary Scientific GeoConference SGEM 2020 (Албена, Болгария, 2020 г.); IV и V международном молодежном научно-практическом форуме «Нефтяная столица» (Ханты-Мансийск, Сургут, 2021, 2022); Международной научно-практической конференции «Перспективы применения химических методов увеличения нефтеотдачи пластов (ХМУН) на поздней стадии разработки» (Астана, Казахстан 2022); международной технической конференции International Petroleum Technology Conference (Дахран, Саудовская Аравия, 2022); V международной конференции «Thermal Methods for Enhanced Oil Recovery: Laboratory Testing, Simulation and Oilfields Applications» (Баку, Азербайджан 2022).

По теме диссертационной работы опубликовано 14 научных работ, из них 9 статей в изданиях, входящих в базы данных SCOPUS и ВАК, 2 патента РФ, 3 публикации в материалах докладов на конференциях.

Связь работы с научными программами и грантами.

Работа выполнена при поддержке Министерства науки и высшего образования Российской Федерации в соответствии c государственным заданием в сфере научной деятельности (проект № 0671-2020-0048 Государственное задание № 075-00216-20-05 от 04.06.2020) и с соглашением № 075-15-2022-299 в рамках программы развития исследовательского центра мирового уровня "Рациональное освоение запасов жидких углеводородов планеты", а также нефтедобывающих компаний АО «Зарубежнефть», ПАО «Татнефть», ООО «РИТЭК».

Структура и объем диссертационной работы.

Диссертационная работа включает: введение, 4 главы, заключение, список литературы из 179 библиографических ссылок. Материал диссертации изложен на 169 страницах, включает 58 таблиц, 87 рисунков и 3 приложения.

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1 Мировые запасы и способы добычи высоковязкой и сверхвязкой нефти

В настоящее время мировой спрос на нефть непрерывно растет и для удовлетворения спроса преимущественно используется традиционная легкая нефть. Однако, это приводит к тому, что на долю легких нефтей приходится все меньшая часть существующих запасов, поэтому сегодня особое внимание уделяется источникам с ВВН и СВН. По классификации, утвержденной распоряжением Министерства природы России №30943 от 01.02.2016г., к высоковязким относятся нефти с вязкостью 30,1^200,0 мПас, а к сверхвязким - с вязкостью более 200,0 мПас в пластовых условиях [1].

Освоение месторождений ВВН и СВН обходится значительно дороже, чем традиционной нефти за счёт их высокой вязкости и плотности, которые требуют более энергоемких операций при добыче, переработке и транспортировке. Мировые запасы высоковязких и сверхвязких нефтей оцениваются более чем в 1 трлн. тонн [2]. Самые крупные залежи ВВН и СВН находятся на территориях Венесуэлы и Канады. В Канаде, запасы составляют 522,5 млрд. тонн и сосредоточены в провинциях: Альберта - 374,5 млрд. тонн, Атабаска - 131,1 млрд. тонн и Вабаска - 16,9 млрд. тонн. Второй страной по запасам ВВН и СВН является Венесуэла, запасы которой оцениваются в 177,9 млрд. тонн и сосредоточены в битуминозном поясе Ориноко [2]. В России запасы ВВН и СВН по разным оценкам, составляют от 30 до 75 млрд. тонн. [3]. Около трети оцененных запасов РФ находятся на территории Республики Татарстан [3]. С ростом цен на нефть разработка месторождений ВВН и СВН становится экономически целесообразной [4-5].

Для добычи ВВН и СВН в нефтедобывающей промышленности применяются различные технологии, которые требуют повышенных вложений и энергетических

затрат. Достигаемый коэффициент извлечения нефти варьируется от 10% при заводнении водой до 70% при использовании тепловых методов [1, 6-8].

Изначально для разработки ВВН и СВН применялись "холодные" методы, такие как карьерный и шахтный способы разработки [9].

Шахтный способ разработки активно развивался в 60-70-е годы ХХ века и применялся в основном в Канаде и США, но в итоге оказался менее эффективен и безопасен, чем альтернативный карьерный способ. Ярегское месторождение, разрабатываемое нефтедобывающей компанией ЛУКОЙЛ, на данный момент осталось единственным в мире, которое разрабатывается шахтным способом. В настоящее время на Ярегском месторождении активно внедряется способ термошахтной разработки - закачка нефтевытесняющего агента и добыча нефти осуществляется по пробуренным из шахты скважинам с длиной ствола до 300 метров [10-12].

Карьерный способ разработки относительно прост, поскольку вблизи поверхности, неглубоко залегающие породы с СВН, извлекаются на поверхность и далее экстрагируются (схема представлена на рисунке 1.1). Карьерный способ позволяет достичь КИН до 100%. Однако, значительным ограничением карьерного способа является глубина разработки нефтяного месторождения, составляющая обычно до 80 м от поверхности земли. Также выработка карьера приносит непоправимый вред окружающей среде [6].

Рисунок 1.1 - Схема добычи карьерным методом, согласно данным [6]

Одним из сравнительно новых "холодных" методов добычи СВН и ВВН является технология CHOPS - Cold Heavy Oil Production with Sand (добыча тяжелой нефти с песком). Эта технология основывается на том факте, что мировые залежи тяжелой нефти в основном находятся в пластах с высокой пористостью [6]. Данный метод применяется в Канаде на месторождении Лойдминстер [6]. Суть метода CHOPS заключается в инициации притока нефти с песком в ствол скважины, тем самым расширяются высокопроницаемые каналы в призабойной зоне пласта и увеличиваются дебиты (схема применения технологии представлена на рисунке 1.2).

Рисунок 1.2 - Схема технологии CHOPS, согласно данным [6]

Самое большое число проектов в мире по разработке месторождений ВВН и СВН связано с применением тепловых методов [13-14]. В соответствии с концепцией М. Пратса повышение нефтеотдачи за счет теплового воздействия на пласт является семейством третичных методов, которые определяются как «любой процесс, в котором тепло используется намеренно для воздействия на находящиеся под землей углеводороды с целью их извлечения» [15-17].

Тепловые методы воздействия можно разделить на два вида. Первый, наиболее широко применяемый в России и за рубежом, основан на нагнетании (с поверхности) теплоносителей в нефтяные пласты, и второй, основанный на внутрипластовых процессах горения, создаваемых путем инициирования горения коксовых остатков в призабойной зоне нагнетательных скважин (с применением забойных нагревательных устройств) с последующим перемещением фронта

горения путем нагнетания воздуха (сухое горение) или воздуха и воды (влажное горение) [18].

Доминирующая роль в практическом использовании принадлежит паротепловым технологиям. В начале 1980-х годов началась активная разработка месторождений ВВН и СВН тепловыми методами увеличения нефтеотдачи, позволяющими увеличить подвижность нефти за счёт снижения вязкости. Следует отметить, что при добыче легкой нефти большое значение имеет термическое расширение (величина вязкости при этом слабо зависит от температуры), а в случае вязкой нефти, наоборот - вязкость резко падает с ростом температуры (тепловое расширение значительно меньше влияет на эффективность процесса). На механизм вытеснения нефти (жидкости) существенно влияют поверхностные свойства системы нефть-вода-порода. С повышением температуры уменьшается толщина адсорбционного слоя поверхностно-активных молекул нефти на поверхности поровых каналов, вследствие чего проницаемость пласта для нефти увеличивается [18].

Применение теплового воздействия зависит от многих факторов: глубина залегания пласта; тип коллектора; теплопроводность насыщенного пласта, теплопроводность пластовой жидкости; толщина пласта; пластовые температура и давление; пористость и проницаемость пласта; вязкость нефти в пластовых условиях; содержание, температура выпадения и плавления парафино-асфальто-смолистых компонентов; расстояние между скважинами; внутренний диаметр обсадной колонны. Большое количество исследований были направлены на изучение влияния данных факторов на вытеснение нефти [18-23].

Совершенствование существующих и создание более эффективных и менее энергоемких методов является одной из важнейших задач. С учетом все возрастающих объемов, вводимых в разработку запасов ВВН и СВН, актуальность применения эффективных энергоемких методов с каждым годом возрастает. Главным критерием эффективности применения тепловых методов воздействия на пласты является получение высоких конечных коэффициентов нефтеизвлечения с

наименьшими материальными затратами в сравнении с существующими традиционными методами [18].

В качестве теплоносителя, применяемого для нагнетания в пласт, используются горячая вода или пар. В первом случае метод получил сокращенное название ВГВ - воздействие горячей водой, во втором - ПТВ - паротепловое воздействие. Как горячая вода, так и насыщенный водяной пар характеризуются достаточно высокими параметрами по теплосодержанию, технически достаточно хорошо освоены промышленностью. При выборе теплоносителя следует исходить не столько из теплосодержания указанных видов теплоносителей, поскольку в условиях скважин (больших давлений) разница невелика, сколько из учета особенностей технической оснащенности инфраструктуры (типа теплогенерирующих средств, наличия и характеристики теплоизоляционных скважинных систем и используемых труб), ГФХ и свойств пластовой нефти. Главная же составляющая рационального использования тепла заключается в способе передачи тепловой энергии в пласт, предусматривающего минимальные потери тепла как по пути движения от парогенератора до забоя скважины, так и при использовании по назначению тепла, уже введенного в пласт. Анализируя тепловые потери только в пределах промысла и ствола скважины, следует отметить, что они еще велики и достигают в отдельных случаях 40% и более, если НКТ не термоизолированные. Совершенство технологии оценивается, как правило, общей энергоемкостью процесса теплового воздействия на пласт при одинаковом конечном эффекте повышения нефтеотдачи. Чем меньше тепловых потерь по пути движения теплоносителя к пласту, чем более полно использование тепла по назначению в самом пласте, тем меньше тепла расходуется на извлечение 1 т нефти, тем совершеннее технология, тем более энергосберегающим эффектом она обладает [18].

При принятии решения об использовании паротеплового воздействия необходимо учитывать, что нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта должна быть не менее 6 м. Процесс вытеснения нефти паром (в случае если толщина пласта менее 6 м) будет неэкономичным из-за значительных потерь

теплоты через кровлю и подошву залежи. Оптимальная глубина залегания пласта -не более 1000 м из-за потерь теплоты в стволе скважины, которые достигают ~3% на каждые 100 м глубины скважины, и технических трудностей по обеспечению прочности колонны. Если общие потери теплоты в стволе скважины и в пласте превышают 50% от поступившей к устью скважины теплоты, то процесс паротеплового воздействия будет неэффективным и неэкономичным. Проницаемость пласта должна быть более 100 мД [18].

Факторами, влияющими на нефтеизвлечение при вытеснении паром, считаются следующие: снижение вязкости нефти (увеличение ее подвижности); термическое расширение; дистилляция; газонапорный режим. При воздействии на пласт горячей водой или паром в пласте образуется водонефтяная эмульсия. При одинаковых температурах пара и горячей воды, эмульсии, полученные при нагнетании пара, значительно устойчивее, чем эмульсии, образовавшиеся при закачке горячей воды, что приводит к увеличению затрат на деэмульсацию нефти [18].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Минханов Ильгиз Фаильевич, 2024 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Хисамов, Р.С. Трудные» богатства / Р.С. Хисамов // Нефть и жизнь. — 2014. — №4. — С. 17-19.

2. Башкирцева Н. Ю. Высоковязкие нефти и природные нефти. Вестник казанского технологического университета Страницы: 296-299 2014.

3. Войтович С. Е., Ахманова Т. П., Акчурина Н. В. Основные принципы подсчета запасов сверхвязких нефтей Республики Татарстан / Георесурсы - 2013, С. 13-16.

4. Муслимов Р. Х. Нетрадиционные залежи нефти-существенный потенциал дальнейшего развития старых нефтедобывающих районов //Георесурсы. - 2005. - №. 1 (16).

5. Муслимов Р.Х. Нетрадиционные и альтернативные источники энергии: перспективы развития //Рациональное освоение недр. - 2010. - №. 1. - С. 46-52.

6. Галкин Ю. В. и др. Нетрадиционная нефть. - 2019.

7. Губкин И.М. К вопросу о рациональной разработке нефтяных месторождений [Текст] / И.М. Губкин // Избр. соч.: в 2 т. / И.М. Губкин. - М.: Изд-во АН СССР, 1953. - Т. 2. - С. 160-167.

8. Данилова Е. Тяжелые нефти России //The Chemical Journal. - 2008. - Т. 12. - С. 34-37.

9. Липаев А., Мусин М., Хисамов Р. Разработка нефтяных месторождений. - Litres, 2019.

10. Макаревич В. Н., Искрицкая Н. И., Богословский С. А. Ресурсный потенциал месторождений тяжелых нефтей европейской части Российской Федерации //Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2012. - Т. 7. - №. 3. - С. 16.

11. Макаревич В. Н., Искрицкая Н. И., Богословский С. А. Ресурсный потенциал тяжелых нефтей Российской Федерации: перспективы освоения //Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2010. - Т. 5. - №. 2. - С. 6-6.

12. Рузин, Л.М. Инновационные направления разработки залежей высоковязких нефтей и битумов / Л.М. Рузин // Нефтяное хозяйство. - 2012. - №1. - С. 70-73

13. Chief Larry Lake, Handbook of an oil engineer. Volume V (B). Tank Engineering / Editor-in-Chief Larry Lake, edited by Edward D. Holstein. - Richardson. Society of Petroleum Engineers, 2007. - pp170.

14. Справочник инженера-нефтяника. Том V(B). Инжиниринг резервуаров / Главный редактор Ларри Лейк, под редакцией Эдварда Д. Холстайна. Перевод с английского под редакцией д.т.н., проф. С.О. Бороздина. - М.- Ижевск. Институт компьютерных исследований,

15. Prats, M. 1982. Thermal Recovery, No. 7. Richardson, Texas: Monograph Series, SPE.

16. Муслимов Р.Х. Повышение роли методов увеличения нефтеотдачи в обеспечении воспроизводства запасов нефти // Георесурсы. - 2007. - №. 3 (22).

17. Технологические процессы разработки нефтяных месторождений/ Р.Р. Ибатуллин. - 2-е изд., перераб. И доп. -М.: Изд-во нефтяное хозяйство, 2019 - 324с.

18. Сучков Б.М. Температурный режим работающих скважин и тепловые методы добычи нефти. - Москва - Ижевск: Институт компьютерных исследований; НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2007. - 406с.

19. Вахитов, Г.Г. Влияние температуры нагнетаемой воды на нефтеотдачу [Текст] / Г.Г. Вахитов, М.Г. Алишаев // Нефтяное хозяйство. - 1979. - № 8. - С. 2932.

20. Кочешков А.А. О коэффициенте вытеснения нефти повышенной вязкости горячей водой [Текст] / А.А. Кочешков, А.Г. Тарасов / Нефтепромысловое дело. - 1976. - № 8. - С. 43-45.

21. Малофеев, Г. Е. Нагнетание в пласт теплоносителей для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи: учеб. пособие / Г. Е. Малофеев, О. М. Мирсаетов, И. Д. Чоловская. - М.- Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2008. - 224 с.

22. Муслимов Р.Х. Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее // Георесурсы. - 2012.

23. Саенко А. Е. Способы извлечения нефти из продуктивного пласта нефтегазовых месторождений на различных стадиях их разработки //Территория нефтегаз. - 2015. - №. 11. - С. 118-124.

24. Рузин Л. М., Морозюк О. А. Методы повышения нефтеотдачи пластов (теория и практика): учеб. пособие //Ухта: УГТУ. - 2014.

25. Butler, R. M., 'Steam and Gas Push', 48th Ann. Tech. Meet. of Pet. Soc., Paper No. 97-137, Calgary Canada, June 1997.

26. Хафизов Р. И. Исследование процессов разработки залежей сверхвязкой нефти с применением тепловых методов воздействия в условиях влияния газа на основе термогидродинамического моделирования: дис. -Альметьевский государственный нефтяной институт,

27. Butler, R.M. 1991. Thermal Recovery of Oil and Bitumen. Englewood Cliffs, New Jersey: Prentice Hall.

28. De Haan H. J. et al. Early results of the first large-scale steam soak project in the Tia Juana Field, Western Venezuela //Journal of Petroleum Technology. - 1969. -Т. 21. - №. 01. - С. 101-110.

29. Edmunds N. et al. Effective application of steam assisted gravity drainage of bitumen to long horizontal well pairs //Journal of Canadian Petroleum Technology. -1993. - Т. 32. - №. 06. - С. 49-55.

30. Edmunds, N. 'On the difficult birth of SAGD', JCPT, Jan 1999, Vol. 38,

No.1.

31. Johannes, A. and Sungyun H. 2013. Current Overview of Cyclic Steam Injection Process. Journal of Petroleum Science Research. 2 (3): 116-127.

32. Farouq Ali, S. M. 2014. Practical Heavy Oil Recovery, Lecture notes.

33. Cokar M. et al. Reservoir simulation of steam fracturing in early-cycle cyclic steam stimulation //SPE Reservoir Evaluation & Engineering. - 2012. - Т. 15. - №. 06. - С. 676-687.

34. Jiang Q. et al. Review of thermal recovery technologies for the clearwater and lower grand rapids formations in the cold lake area in Alberta //Journal of Canadian Petroleum Technology. - 2010. - Т. 49. - №. 09. - С. 2-13.

35. Gates I.D. and Wang J. 2011. Evolution of In Situ Oil Sands Recovery Technology: What Happened and What's New? Presented at the 2011 SPE Heavy Oil Conference and Exhibition, Kuwait City, Kuwait, December 12-14. SPE-150686.

36. Алтунина Л. К., Кувшинов В. А., Кувшинов И. В. Применение термотропных композиций для увеличения нефтеотдачи при пароциклических обработках скважин на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения //Журнал Сибирского федерального университет

37. Евдокимов И.Н. «Проблемы несовместимости нефтей при их смешении», М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2008. - 93 с

38. Захаров Я.В. Определение оптимального режима освоения парных горизонтальных скважин как одного из важных этапов реализации технологии парогравитационного дренирования / Я.В. Захаров, А.Т. Зарипов, М.И. Амерханов, Д.К. Шайхутдинов // Особенности разведки и разработки месторождений нетрадиционных углеводородов: Материалы Междунар. науч.-практ. конф., Казань, 2-3 сент. 2015 г. С. 157-160.

39. Батлер Р. М. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов //М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика. - 2010.

40. Butler R. M. et al. The gravity drainage of steam-heated heavy oil to parallel horizontal wells //Journal of Canadian Petroleum Technology. - 1981. - Т. 20. - №. 02.

41. Butler, R.M. and Mokrys, I.J. 1989. Solvent Analog Model of Steam-Assisted Gravity Drainage. AOSTRA Journal of Research 5: 17-32. Journal of Canadian Petroleum Technology 32 (6): 56-62.

42. Butler, R.M. Horizontal Wells for the Recovery of Oil, Gas and Bitumen Petroleum Society of CIM: monograph / R.M. Butler. - Butterworth-Heinemann. - 1994. - p.228

43. Нуреева Н. С. и др. Особенности разработки залежей сверхвязкой нефти западного склона Южно-Татарского свода //Территория нефтегаз. - 2016. -№. 10. - С. 64-69.

44. Edmunds, N.R., Kovalsky, J.A., Gittins, S.D., Pennacchioli, E.D. Review of Phase A Steam-Assisted Gravity-Drainage Test: A Underground Test Facility / N.R. Edmunds, J.A. Kovalsky, S.D. Gittins, E.D. Pennacchioli // SPE paper 21529. - 1991.

45. Grills T. L. et al. Case history: horizontal well SAGD technology is successfully applied to produce oil at LAK ranch in Newcastle Wyoming //SPE International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium and International Horizontal Well Technol

46. Jimenez J. et al. The field performance of SAGD projects in Canada //International petroleum technology conference. - International Petroleum Technology Conference, 2008.

47. Mendoza H. A. et al. SAGD, pilot test in Venezuela //Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference. - Society of Petroleum Engineers, 1999.

48. Липаев А. А. Разработка месторождений тяжелых нефтей и природных битумов //Материалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института. - 2012. - Т. 1. - С. 85-88.

49. Дияшев, Р.Н. Об оценках ресурсов запасов тяжелых нефтей и битумов на землях Татарстана / Р.Н. Дияшев // Повышение нефтеотдачи пластов напоздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных бит

50. Deng, X, 'Recovery Performance and Economics of Steam/Propane Hybrid Process', SPE 997760, SPE/PS-CIM/CHOA Int. Thml. Opr. and Heavy Oil Sym., Calgary Canada, Nov. 2005.

51. Farouq-Ali S.M., 'Is there life after SAGD', JCPT, 97-06-DAS., June 1997, Vol. 36, No. 6.

52. Singhal, A K., Ito, Y., and Kasraie, M., 'Screening and Design Criteria for Steam Assisted Gravity drainage (SAGD) Projects', SPE 50410, SPE Int. Conf. on Horz.l Well Tec., Calgary Canada, Nov. 1998.

53. Chung, K. H. and Butler, R. M., 'Geometrical effect of steam injection on the formation of emulsions in the steam-assisted gravity drainage process', Paper 87-38-38th 22., Ann. Tech. Meet. of the Pet. Soc. of CIM , Calgary, June 1987.

54. Chung, K. H. and Butler, R. M., 'In situ emulsification by the condensation of steam in contact with bitumen', JCPT, Jan-Feb. 1989, Vol. 28, No.1.

55. Chan, M. Y. S., Fong J., and Leshchyshyn T., 'Effects of Well Placement and Critical Operating Conditions on The Performance of Dual Well SAGD Pair in Heavy Oil Reservoir', SPE 39082., 5th Latin American and Caribbean Pet. Eng. Conf. and Exh.,

56. Edmunds, N. and Chhina, H., 'Economic Optimum Operating Pressure for SAGD Projects in Alberta', JCPT, Dec 2001, Vol. 40, No. 12

57. McCormack, M., 'Mapping of the McMurray Formation for SAGD', JCPT, August 2001, Vol. 40, No. 8.

58. Sasaki, K., Akibayashi, S., Yazawa, N., Doan, Q. T., and Farouq Ali, S. M., 'Experimental Modeling of the SAGD Process - Enhancing SAGD Performance with Periodic Stimulation of the Horizontal Producer', SPE 69742, SPEJ, March 2001.

59. Shin, H. and Polikar, M., 'Review of Reservoir Parameters to Optimize SAGD and Fast-SAGD Operating Conditions', JCPT, Jan 2007, Vol. 46, No.1.

60. Малофеев Г.Е. К расчету распределения температуры в пласте при закачке горячей жидкости в скважину [Текст] / Г.Е. Малофеев // Изв. вузов. Нефть и газ. - 1960. - № 7. - С. 59-64.

61. McLennan, J. A., Deutsch, C. V., Garner, D., Wheeler ,T. J., Richy, J. -F., and Mus, E., 'Permeability Modeling for the SAGD Process using Minimodels', SPE 103083, SPE Ann. Tech. Conf. and Exh., Texas, USA, Sept 2006.

62. Nasr, T. N., Law, D.H.S., Golbeck, H., and Korpany, G., 'Counter-current aspect of the SAGD process', JCPT, Jan 2000, Vol 39, No. 1.

63. Das, S., 'Application of Thermal recovery Processes in 15th Heavy Oil Carbonate Reservoirs', SPE 105392, SPE Mid. East Oil & Gas Show and Conf., Bahrain, March 2007.

64. Shanqiang, L. and Baker, A., 'optimizing Horizontal-Well Steam-Simulation Strategy for Heavy-Oil Development', SPE 104520, SPE East. Reg. Meet., Canton USA, Oct. 2006.

65. Butler R. M. et al. The potential for horizontal wells for petroleum production //Journal of Canadian petroleum technology. - 1989. - T. 28. - №. 03.

66. Yuan J. Y. et al. Impacts of gas on SAGD: History matching of lab scale tests //Journal of Canadian Petroleum Technology. - 2006. - T. 45. - №. 01.

67. Yuan J. Y. et al. Impacts of initial Gas-to-Oil Ratio (GOR) on SAGD operations //Canadian International Petroleum Conference. - Petroleum Society of Canada - 2001.

68. Gillis K. A. et al. Simulation of gas production in SAGD //SPE/CIM International Conference on Horizontal Well Technology. - Society of Petroleum Engineers - 2000.

69. Good W. K. Reservoir blunting in the SAGD process //Computer Modelling Group's Annual General Meeting, Calgary, AB, May 21. - 1997. - T. 22.

70. Ito Y. et al. The effect of gas injection on oil recovery during SAGD projects //Annual Technical Meeting. - Petroleum Society of Canada -1999.

71. Oskouei S. J. P. et al. Effect of Initial Gas Saturation on Steam Assisted Gravity Drainage Process // SPE EUROPEC //EAGE Annual Conference and Exhibition. - Vienna, Austria Society of Petroleum Engineers. - 2011.

72. Oskouei S. J. P. et al. Effect of initial water saturation on the thermal efficiency of the steam-assisted gravity-drainage process //Journal of Canadian Petroleum Technology. - 2012. - T. 51. - №. 05. - C. 351-361.

73. Min Kim, Hyundon Shin. Numerical simulation of undulating shale breaking with steam-assisted gravity drainage (UB-SAGD) for the oil sands reservoir with a shale barrier, Journal of Petroleum Science and Engineering, Volume 195, 2020

74. Akinboyewa, J., Das, S. K., Wu, Y. S., and Kazemi, H. (2010). Simulation of expanding solvent - Steam assisted gravity drainage in a field case study of a bitumen oil reservoir. SPE - DOE Improved Oil Recovery Symposium Proceedings

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

76. Yazdani, Ali J., Maini, Brij B. Effect of Drainage Height and Grain Size on the Convective Dispersion in the Vapex Process: Experimental Study / Ali J. Yazdani, Brij B Maini // SPE paper 89409 presented at the 2004 SPE/DOE Fourteenth Symposium

77. Zirahi A. et al. 2-D physical model experimental study of ethyl acetate and steam co-injection for in-situ bitumen recovery //Fuel. - 2020. - T. 265. - С. 116943.

78. Закиров И. С. и др. Оценка коэффициента вытеснения по результатам лабораторных экспериментов на модели пласта с применением теплового воздействия и растворителей //Нефтяная провинция. - 2019. - №. 2. - С. 197-209.

79. Allen, J.C. and Redford, D.A. 1978. Combination of Solvent-Noncondensible Gas Injection Method for Recovering Petroleum from Viscous Petroleum-Containing Formations Including Tar Sand Deposits.

80. Allen, J.C., 1973. Method for Recovering Viscous Oils by Solvent Extraction. Canadian Patent 1008361.

81. Allen, J.C., 1974 Multiple Solvent Miscible Flooding Technique for Use in Petroleum Formation Over-Laying and in Contact with Water Saturated Porous Formations. US Patent 3823777.

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

83. Das, S. K. and Butler, R.M. 1998. Mechanism of Vapor Extraction Process for Heavy Oil and Bitumen. Journal of Petroleum Science and Engineering 21 (1): 43-59.

84. Nenniger, E.H. 1979. Hydrocarbon Recovery. Canadian Patent 1059423.

85. Bardon, C. P., Karaoguz, D., and Tholance, M. (1986). Well stimulation by co//2 in the heavy oil field of camurlu in turkey. Society of Petroleum Engineers of AIME, (Paper) SPE

86. Stark, S. D. (2013). Cold lake commercialization of the liquid addition to steam for enhancing recovery (LASER) process. Society of Petroleum Engineers -

International Petroleum Technology Conference 2013, IPTC 2013: Challenging Technology and Economic Limits to Meet the Global Energy Demand

87. Leaute, R. P., and Carey, B. S. (2007). Liquid Addition to Steam for Enhancing Recovery (LASER) of bitumen with CSS: Results from the first pilot cycle. Journal of Canadian Petroleum Technology.;

88. Leaute, Roland P. (2002). Liquid Addition to Steam for Enhancing Recovery (LASER) of Bitumen with CSS: Evolution of Technology from Research Concept to a Field Pilot at Cold Lake. SPE International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium Proceedings.).

89. Rabiei, M. 2013. Mathematical Modeling of Steam-Solvent Gravity Drainage of Heavy Oil in Porous Media. PhD thesis. University of Calgary, Calgary, Alberta (September 2013).

90. Мишин А. С. Термические и нетермические методы добычи трудноизвлекаемой вязкой нефти пластов сеноманского горизонта: дис. -российский государственный университет нефти и газа, 2019.

91. Butler, R., and Mokrys, I. J. (1991). A New Process (VAPEX) For Recovering Heavy Oils Using Hot Water And Hydrocarbon Vapour. Journal of Canadian Petroleum Technology, 30(1), 97-106. https://doi.org/10.2118/91-01-09

92. Muhamad H. et al. Performance enhancement of VAPEX by varying the propane injection pressure with time //Energy & fuels. - 2012. - Т. 26. - №. 6. - С. 35143520.

93. Cuthiell D. et al. Thoughts on simulating the VAPEX process //Journal of Canadian Petroleum Technology. - 2013. - Т. 52. - №. 03. - С. 192-203.

94. Pourabdollah K., Mokhtari B. The VAPEX process, from beginning up to date //Fuel. - 2013. - Т. 107. - С. 1-33.

95. Dunn, S.G., Nenniger, E.H. and Rajan, V.S.V. 1989. A Study of Bitumen Recovery by Gravity Drainage Using Low Temperature Soluble Gas Injection. The Canadian Journal of Chemical Engineering 67 (6): 978-991.

96. Butler, R.M. and Mokrys, I.J. 1993. Recovery of Heavy Oils Using Vaporized Hydrocarbon Solvents: Further Development of the VAPEX Process. Petroleum Society of Canada. doi:10.2118/SS-92-7.

97. Boustani, A. and Maini, B. B. 2001. The Role of Diffusion and Convective Dispersion in Vapor Extraction Process. Journal of Canadian Petroleum Technology 40 (4): 68-77.

98. Das, S. K. and Butler, R.M. 1996. Diffusion Coefficients of Propane and Butane in Peace River Bitumen. The Canadian Journal of Chemical Engineering 74 (6): 985-992.

99. Das, S. K. and Butler, R.M. 1998. Process for Heavy Oil and Bitumen. Journal of Petroleum Science and Engineering 21 (1): 60-72.

100. Oballa, V. and Butler, R.M. 1989. An Experimental Study of Diffusion in the Bitumen-Toluene System. Journal of Canadian Petroleum Technology 28 (2): 63-69.

101. Yazdani, A. and Maini, B. 2009. The Effective Diffusion/Dispersion Coefficient in the Vapor Extraction of Heavy Oil. Petroleum Science and Technology 27 (8): 817-835.

102. Mohammadpoor Mehdi, Torabi Farshid. Experimental Investigation of CO2 Utilization as an Injection Solvent in Vapour Extraction (VAPEX) Process. Energy Procedia. 63. 7867-7877. 10.1016/j.egypro.2014.11.822.

103. Orr B. et al. ES-SAGD; past, present and future //SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - Society of Petroleum Engineers, 2009.

104. Deng, X., Huang, H., Zhao, L., Law, D. H. S., and Nasr, T. N. (2010). Simulating the ES-SAGD process with solvent mixture in Athabasca reservoirs. Journal of Canadian Petroleum Technology. https://doi.org/10.2118/132488-PA

105. Ardali, M., Barrufet, M., and Mamora, D. D. (2012). Laboratory testing of addition of solvents to steam to improve SAGD process. Society of Petroleum Engineers - SPE Heavy Oil Conference Canada 2012.;

106. Ayodele, O. R., Nasr, T. N., Ivory, J., Beaulieu, G., and Heck, G. (2010). Testing and history matching ES-SAGD (using hexane). Society of Petroleum Engineers

Western North American Regional Meeting 2010 - In Collaboration with the Joint Meetings of the Pacific Section AAPG and Cordilleran Section GSA.;

107. Boak, J., and Palmgren, C. (2007). Preliminary numerical analysis for a naphtha co-injection test during SAGD. Journal of Canadian Petroleum Technology.;

108. Ghasemi, M., and Whitson, C. H. (2014). Numerical investigation and integrated optimization of solvent-SAGD process. Society of Petroleum Engineers -International Petroleum Technology Conference 2014, IPTC 2014 - Innovation and Collaboration: Keys to Affordable Energy

109. Govind, P. A., Das, S., Srinivasan, S., and Wheeler, T. J. (2008). Expanding solvent SAGD in heavy oil reservoirs. Society of Petroleum Engineers - International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium, ITOHOS 2008 - "Heavy Oil: Integrating the Pieces.";

110. Yazdani, A., Alvestad, J., Kj0nsvik, D., Gilje, E., and Kowalewski, E. (2012). A parametric simulation study for solvent-coinjection process in bitumen deposits. Journal of Canadian Petroleum Technology. https://doi.org/10.2118/148804-PA

111. Dickson, J. L., Clingman, S., Dittaro, L. M., Jaafar, A. E., Yerian, J. A., and Perlau, D. L. (2011). Design approach and early field performance for a solvent-assisted SAGD pilot at Cold Lake, Canada. Society of Petroleum Engineers - SPE International Heavy Oil Conference and Exhibition 2011.;

112. Dickson, J. L., Dittaro, L. M., and Thomas, J. (2013). Integrating the Key Learnings from Laboratory , Simulation , and Field Tests to Assess the Potential for Solvent Assisted - Steam Assisted Gravity Drainage. SPE Heavy Oil Conference, 2013, (June), 1-14. https://doi.org/10.2118/165485-ms

113. Dickson, J. L., Subramanian, G., Shah, P., Otahal, J. M., Dittaro, L. M., Jaafar, A. E., and Yerian, J. A. (2013). Key learnings from a simulation study of a solventassisted SAGD pilot at cold lake. Society of Petroleum Engineers - SPE Heavy Oil Conference Canada 2013.;

114. Dittaro, L. M., Jaafar, A. E., Perlau, D. L., Boone, T. J., Yerian, J. A., Dickson, J. L., and Wattenbarger, R. C. (2013). Findings from a solvent-assisted SAGD

pilot at cold lake. Society of Petroleum Engineers - SPE Heavy Oil Conference Canada 2013.;

115. Khaledi, R., Hamouda, A. A., Dittaro, L. M., and Dakers, A. P. (2014). Results from a Successful Multi-Year Solvent Assisted SAGD Pilot at Cold Lake. World Heavy Oil Congress 2008, 1-20.;

116. Nenniger, J. E., and Nenniger, E. H. (2005). Method and Apparatus for Stimulating Heavy Oil Production), (Nenniger, J. E., and Dunn, S. G. (2018). How fast is solvent based gravity drainage? Canadian International Petroleum Conference 2008.

117. Nenniger, J. E. and Dunn, S. G. 2008. How Fast is Solvent Based Recovery? Presented at the Canadian International Petroleum Conference/SPE Gas Technology Symposium, Calgary, Alberta, Canada, June 17-19. Paper 2008-139.

118. Nenniger, J. E. and Gunnewiek, L. 2009. Dew Point vs. Bubble Point: A Misunderstood Constraint on Gravity Drainage Processes. Presented at the Canadian International Petroleum Conference (CIPC), Calgary, Alberta, Canada, June 16-18. Paper 2009

119. James, Lesley Anne. (2009). Mass Transfer Mechanisms during the Solvent Recovery of Heavy Oil. https://doi.org/10.1017/CBO9781107415324.004

120. Jiang, Q., Yuan, J., Russel-Houston, J., Thornton, B., and Squires, A. (2010). Evaluation of recovery technologies for the grosmont carbonate reservoirs. Journal of Canadian Petroleum Technology. https://doi.org/10.2118/137779-PA

121. Rezaei, N., and Chatzis, I. (2007). Incorporation of heat in the VAPEX process: Warm VAPEX. Canadian International Petroleum Conference 2007, CIPC 2007.;

122. Rezaei, N., Mohammadzadeh, O., and Chatzis, I. (2010). Improving the performance of vapor extraction of heavy oil and bitumen using the warm VAPEX process. Society of Petroleum Engineers - Canadian Unconventional Resources and International Petroleum Conference 2010)

123. Cao, K. (2014). A Numerical Simulation Study of the N-Solv Process. University of Calgary.

124. Bayestehparvin, B., Farouq Ali, S. M., and Abedi, J. (2016). Use of solvents with steam-state-ofThe-Art and limitations. Society of Petroleum Engineers - SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia, OGWA 2016.

125. Bayestehparvin, B., Farouq Ali, S. M., and Abedi, J. (2019). Solvent-based and solvent-assisted recovery processes: State of the art. SPE Reservoir Evaluation and Engineering. https://doi.org/10.2118/179829-PA.

126. Gupta S. C. et al. Effect of solvent sequencing and other enhancements on solvent aided process //Journal of Canadian Petroleum Technology. - 2007. - Т. 46. - №. 09.

127. Gupta S. C. et al. Measurement of Recovered Solvent in Solvent Aided Process //Canadian Unconventional Resources and International Petroleum Conference. - Society of Petroleum Engineers, 2010.

128. Деева, В.С. Эффективность инновационных технологий воздействия на вязкость слоев жидких сред в закрытых пространствах / В.С. Деева [и др.] // Вестник ПНИПУ. Электротехника, информационные технологии, системы управления. - 2015. - № 16. - С. 40

129. Якубов М. Р. и др. Мировой опыт и перспективы использования на месторождениях ПАО «Татнефть» растворителей для добычи сверхвязкой нефти //Нефтяное хозяйство. - 2017. - №. 2. - С. 78-81.

130. Zhao Y. Laboratory experiment and field application of high pressure and high-quality steam flooding //Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2020. -Т. 189. - С. 107016.

131. Zhao L. et al. Steam alternating solvent process //SPE International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium and Western Regional Meeting. - Society of Petroleum Engineers, 2004.

132. Gutek A. M. H. et al. Combined steam and vapor extraction process (SAVEX) for in situ bitumen and heavy oil production : пат. 6662872 США. - 2003.

133. Li W. et al. Drainage mechanism of steam with solvent coinjection under steam assisted gravity drainage (SAGD) process //International Oil and Gas Conference and Exhibition in China. - Society of Petroleum Engineers, 2010.

134. Тахаутдинов, Ш.Ф. Создание и промышленное внедрение комплекса технологий разработки месторождений сверхвязких нефтей / Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.К. Сабиров, Н.Г. Ибрагимов, Р.С. Хисамов, Р.Р. Ибатуллин, А.Т. Зарипов. -Казань: Фэн, 2011. - 189 с.: ил.

135. Palmgren, C. and Edmunds, N. R. 1995. Hight Temperature Naphtha to Replace Steam in the SAGD Process. Presented at the International Heavy Oil Symposium, Calgary, Alberta, Canada, June 19-21. SPE 30294.

136. Дияшев, Р.Н. Исследования аномалий вязкости пластовых нефтей Республики Татарстан / Р.Н. Дияшев, Ю.В. Зейгман, Р.Л. Рахимов // Георесурсы. -2009. - № 2. - С. 44-48.

137. Garipov, T. & Tomin, Pavel & Rin, R. & Voskov, Denis & Tchelepi, Hamdi. (2018). Unified thermo-compositional-mechanical framework for reservoir simulation. Computational Geosciences. 22. 10.1007/s10596-018-9737-5.

138. Zhe Yuan, Pengcheng Liu, Shengfei Zhang, Xiuluan Li, Lanxiang Shi, Ruifeng Jin, Experimental study and numerical simulation of nitrogen-assisted SAGD in developing heavy oil reservoirs, Journal of Petroleum Science and Engineering, Volume 162, 2018, Pages 325-332

139. Морозюк О. А., Калинин С. А., Скворцов А. С. Изучение влияния добавки щелочи к закачиваемому пару на эффективность теплового воздействия при добыче высоковязких нефтей //Булатовские чтения. - 2017. - Т. 2. - С. 162.

140. Рубинштейн Л.И. О температурном поле пласта при нагнетании в пласт горячего теплоносителя: (по поводу статей Э.Б. Чекалюка) [Текст] / Л.И. Рубинштейн // Сборник трудов Уфимского нефтяного института. - Уфа: Башкнигоиздат, 1958. - Вып. 2. - С. 149

141. Чекалюк Э. Б. Термодинамика нефтяного пласта [Текст] / Чекалюк Э. Б. - М. : Недра, 1965. - 232 с.

142. Шейнман А.Б. Воздействие на пласт теплом при добыче нефти [Текст] / А.Б. Шейнман, Г.Е. Малофеев, А.И. Сергеев. - М. : Недра, 1969. - 256 с.

143. Боксерман А.А. Разработка нефтяных месторождений путем сочетания заводнения с нагнетанием пара [Текст] / А.А. Боксерман, Н.Л. Раковский, И.А. Глаз

// Разработка нефтяных и газовых месторождений. - М., 1975. - (Итоги науки и техники / ВИНИТИ).

144. Раковский Н.Л. Тепловая эффективность нагнетания теплоносителей в слоисто-неоднородные пласты [Текст] / Н.Л. Раковский // Нефтяное хозяйство. -1982. - № 11. - С. 25-27.

145. Оганов К.А. Основы теплового воздействия на нефтяной пласт [Текст] / К.А. Оганов. - М. : Недра, 1967. - 203 с.

146. Чарный И.А. Нагревание призабойной зоны при закачке горячей жидкости в скважину [Текст] / И.А. Чарный // Нефтяное хозяйство. - 1953. - № 2. - С. 18-23 ; № 3. - С. 29-32.

147. Шейнман А. Б. и др. Опыты по подземной газификации нефтяных пластов в природных условиях. //Нефтяное хозяйство. - 1935. - №. 4. - С. 48.

148. Шейнман А. Б. Подземная газификация нефтяных пластов и термический способ добычи нефти. - Онти, НКТП СССР, Гос. объединенное научно-техническое изд-во, Глав. ред. горнотопливной лит-ры, 1934.

149. Colonomos, P., Rodriguez, H., Villalba, M., & Zerpa, L. (1994). Numerical simulation study of cyclical processes of in-situ combustion and steam injection. SPE Advanced Technology Series, 2(1), 186-193

150. Yang, M., Harding, T. G., Chen, Z., Yu, K., Liu, H., Yang, B., & He, R. (2017). Numerical modelling of hybrid steam and in-situ combustion performance for oil sands. Society of Petroleum Engineers - SPE Reservoir Simulation Conference 2017, 1983-1997. https://doi.org/10.2118/182708-ms

151. Yang, X., & Gates, I. D. (2009). Design of hybrid steam-in situ combustion bitumen recovery processes. Natural Resources Research, 18(3), 213-233. https://doi.org/10.1007/s11053-009-9099-8

152. Yuan, S., Jiang, H., Wang, B., & Li, J. (2017). Design of Steam Preheating and Ignition Program of in Situ Combustion. Energy and Fuels, 31(8), 8643-8647. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.7b00723

153. Zhao, F., Xi, C., Zhang, X., Shi, X. R., Yang, F., Mu, H., Oilfield, X., Guan, W., Jiang, Y., Wang, H., Babadagli, T., & Li, H. (2020). Evaluation of a field-wide post-

steam in-situ combustion performance in a heavy oil reservoir in China. Society of Petroleum Engineers - SPE Russian Petroleum Technology Conference 2020, RPTC 2020. https://doi.org/10.2118/201815-ms

154. Kudrashou, V. Y., Nasr-El-Din, H. A. Formation damage associated with mineral alteration and formation of swelling clays caused by steam injection in sandpacks. SPE Reservoir Evaluation and Engineering 2020, 23(1), 326-344. https://doi.org/10.2118/195700-PA

155. Bennion, D. B., Thomas, F. B., & Sheppard, D. A. (1992). Formation damage due to mineral alteration and wettability changes during hot water and steam injection in clay-bearing sandstone reservoirs, 165-177. https://doi.org/10.2118/23783-ms

156. Gunter, W. D., Zhou, Z., and E. H. Perkins. "Modelling Formation Damage Caused by Kaolinite from 25 to 300°C in the Oil Sand Reservoirs of Alberta." SPE Advanced Technology Series 2 (1994): 206-213. doi: https://doi.org/10.2118/23786-PA.

157. Zhuang, Y., Liu, X., Xiong, H., & Liang, L. (2018). Microscopic Mechanism of Clay Minerals on Reservoir Damage during Steam Injection in Unconsolidated Sandstone. Energy and Fuels, 32(4), 4671-4681. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.7b03686

158. Day, J. J., & Huitt, J. L. (1967). Laboratory Study of Rock Softening and Means of Prevention During Steam or Hot Water Injection. Journal of Petroleum Technology, 19(05), 703-711. https://doi.org/10.2118/1561-pa

159. Jain, A. K., Ahmed, K., Ferdous, H., Mishra, P., Al-Matrook, M., Al-Ali, Y., ... Rick, B. (2016). An experimental investigation of steam induced permeability changes in clay bearing formation of North Kuwait. Society of Petroleum Engineers - SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia, OGWA 2016. https://doi.org/10.2118/179762-m

160. Kok, M. V., Varfolomeev, M. A., & Nurgaliev, D. K. (2021). TGA and DSC investigation of different clay mineral effects on the combustion behavior and kinetics of crude oil from Kazan region, Russia. Journal of Petroleum Science and Engineering, 200, 108364

161. Li, Y. B., Lin, X., Luo, C., Hu, Z. M., Jia, H. F., Chen, J. T., & Pu, W. F. (2021). A comprehensive investigation of the influence of clay minerals on oxidized and pyrolyzed cokes in in situ combustion for heavy oil reservoirs. Fuel, 302, 121168

162. Shokrlu, Y. H., Babadagli, T. In-situ upgrading of heavy oil/bitumen during steam injection by use of metal nanoparticles: A study on in-situ catalysis and catalyst transportation. SPE Reservoir Evaluation and Engineering 2013, 16(3), 333-344. https://doi.org/10.2118/146661-pa

163. Wu, C., Su, J., Zhang, R., Lei, G., & Cao, Y. (2013). The use of a nano-nickel catalyst for upgrading extra-heavy oil by an aquathermolysis treatment under steam injection conditions. Petroleum Science and Technology, 31(21), 2211-2218. https://doi.org/10.1080/10916466.2011.644016

164. Mohammad, A. A., Mamora, D. D. In situ upgrading of heavy oil under steam injection with tetralin and catalyst. Society of Petroleum Engineers - International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium, ITOHOS 2008 - "Heavy Oil: Integrating the Pieces 2008," 2, 607-617. https://doi.org/10.2118/117604-ms

165. Zhong, L. G., Liu, Y. J., Fan, H. F., Jiang, S. J. Liaohe Extra-Heavy Crude Oil Underground Aquathermolytic Treatments Using Catalyst and Hydrogen Donors under Steam Injection Conditions. Proceedings - SPE International Improved Oil Recovery Conference in Asia Pacific 2003, 93-98. https://doi.org/10.2523/84863-ms

166. Ovalles, C., Rivero, V., Salazar, A. Downhole upgrading of orinoco basin extra-heavy crude oil using hydrogen donors under steam injection conditions. Effect of the presence of iron nanocatalysts. Catalysts 2015, 5(1), 286-297. https://doi.org/10.3390/catal5010286

167. Shuwa, S. M., Al-Hajri, R. S., Mohsenzadeh, A., Al-Waheibi, Y. M., Jibril, B. Y. Heavy crude oil recovery enhancement and in-situ upgrading during steam injection using Ni-Co-Mo dispersed catalyst. Society of Petroleum Engineers - SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia, OGWA 2016. https://doi.org/10.2118/179766-ms

168. Franco, C. A., Cardona, L., Lopera, S. H., Mejía, J. M., & Cortés, F. B. (2016). Heavy oil upgrading and enhanced recovery in a continuous steam injection

process assisted by nanoparticulated catalysts. Proceedings - SPE Symposium on Improved Oil Recovery, 2016-January, 1-16. https://doi.org/10.2118/179699-ms

169. Yuan C. et al. Catalytic combustion of heavy oil using y-Fe2O3 nanocatalyst in in-situ combustion process //Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2022. -Т. 209. - С. 109819

170. Yuan C. et al. Potential of copper-based oil soluble catalyst for improving efficiency of in-situ combustion process: catalytic combustion, catalytic in-situ oil upgrading, and increased oil recovery //SPE Kuwait Oil & Gas Show and Conference. -OnePetro, 2019

171. Уплотнение цилиндрического керна и способ сборки уплотнения в кернодержателе [Текст]: Пат. 2720208 Российская Федерация, МПК G01N 1/36 G01N 15/08 G01N 33/24 E21B 49/00./ Болотов Александр Владимирович, Сабирьянов Раушан Маликович, Минханов Ильгиз

172. Кадыров Р.И. Рентгеновская компьютерная томография в геологии. Учебно-методическое пособие - Казань: Изд-во Казанского (Приволжского) федерального университета, 2020 г. - 37 c.

173. Vitalij Kulynycz, The influence of wettability on oil recovery [Text]/ Vitalij Kulynycz // Agh drilling, oil, gas. - 2015. - Vol. 32, No. 3. - pp. 493-502.

174. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента нефти водой в лабораторных условиях. - Взамен ОСТ 39-070-78; введ. 1987-01-01. - М.: Миннефтепром. - 1986.

175. Хижняк, Г.П. Влияние смачиваемости на коэффициент вытеснения нефти / Г.П. Хижняк, А.М. Амиров, А.М. Мошева, С.В. Мелехин, Д.Б. Чижов // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2012. - №6. - С.54-63.

176. Устройство для исследования внутрипластового горения и парогравитационного дренажа [Текст]: Пат. 2655034 Российская Федерация, МПК E21B 49/00, G01N 15/00, E21B 43/243./ А.Н. Грачев, С.А. Забелкин, А.А. Макаров, М.А. Варфоломеев, Д.К. Нургалиев, В

177. Вукалович М. П. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: справочник / М. П. Вукалович, С. Л. Ривкин, А. А. Александров. - Москва: Изд-во стандартов, 1969

178. Glatz, G., Hascakir, B., Castanier, L. M., Clemens, T., and A. R. Kovscek. "Kinetic Cell and Combustion Tube Results for a Central European Crude Oil." Paper presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, Colorado, USA, October 2011

179. Кульчицкий Л.И., Усьяров О.Г. Физико-химические основы формирования свойств глинистых пород. М.: Недра, 1981. 178 с.

Приложение А

Таблица А1 Вид полноразмерных и подготовленных образцов керна с месторождения Янги для проведения экспериментов по закачке пара

7 b

Quartz, syn Clinochlore Kaolinite Mica

Microcline Calcite, syn Pyrite Al bite Dolomite

11111| 111111 il 111111 il 1111111| 111111 il 1111111| 111111 il 111111 il 1111111| 111111il i| 11111 il 1111111|111111 il 111111 |i 111111 il 111111 il 1111111| 111111 il 111111 |i111111 il 1111111

4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40

2Theta (Coupled TwoTheta/Theta) WL=1,54060

Рисунок А1 Дифрактограмма образца 5

1

17 b

Quartz, syn

Kaolinite

Mica

Al bite

Dolomite

Calcite, syn

Microcline

11 II 111111 II 1111111| 111111 II 111111 |l 111111 II 111111 II 1111111| 111111 II 11 M

4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40

2Theta (Coupled TwoTheta/Theta) WL=1,54060

Рисунок А2 Дифрактограмма образца 4

JL

A.J hi-.-___:\J.-.JL.___

104-107 Quartz, syn Microcline Albite

Calcite, syn

Dolomite

Kaolinite

Mica

-A.

— | MM | M M |M M | M M | M M | M M | M M| M M | MM | M M |M M | M M | M M | M M | M M| M M | MM | M M| M M | M M| M M | MM | M M |M M | M M | M M | M M | M M| M M | MM | M M |M M | ^ ^

3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39

2Theta (Coupled TwoTheta/Theta) WL=1,54060

Рисунок A3 Дифрактограмма образца 2

"I.........I""

б

TT в

122-131

Quartz, syn

Microcline

Kaolinite

Albite

Mica

Li-

"I.........I.....

10

.....I.........Г"

12

TT 14

""I............

1б

""I.........I.........I............

1B 20

""I............

22

"I.........I.....

2б

T 2в

"I.........I......

30

"I.........I.....

З2

"I.........I.....

34

"I.........I.........I.........I.........I.........Г

Зб 3B 40

2Theta (Coupled TwoTheta/Theta) WL=1,54060

Рисунок А4 Дифрактограмма образца 6

2261

Quartz, syn

Microcline

Albite

Calcite, syn

Dolomite

Pyrite

I ---- i__• ,, 4. ttiV» . , I • .

i in |i и i|i и i| in i| и

15 17

Il |l II l|l II l| III l| II I

21 23

lll|llll|llll|llll|llll|llll|lll 25 27 29

|ll II |l III |l II Ijl II l| III l| II ll| MM |l II l|l III

33 35 37

2Theta (Coupled TwoTheta/Theta) WL=1,54060

Рисунок А5 Дифрактограмма образца 1

3

5

7

9

1

13

9

1

39

10 12 14 1б 1B 20 22 24 2б 28 30 32 34 Зб

2Theta (Coupled TwoTheta/Theta) WL=1,54060

Рисунок А6 Дифрактограмма образца 3

4

б

в

3в 40

Таблица А2 - Вид полноразмерных и подготовленных образцов керна с месторождения Янги для проведения экспериментов по ВПГ

Скважина № 4

Номер образца

Интервал отбора, м

Фото исходного керна

Фото выбуренного керна

Фото перемолотого керна

413,6

415,9

417,36417,59

I

1

2

3

Приложение Б

г" 'I I з3 I

Рисунок Б1 - эскиз кернодержателя представляет с фланцевым типом крепления и уплотнения из ТРГ. 1 - уплотнение из композитного материала; 2 -цилиндрический керн; 3 - кернодержатель;

Приложение В

Таблица В1 - Данные по характеристикам модели пласта при проведении

физического моделирования

Шифр эксперимента Тип породы/компоновки Длина модели, мм Диаметр модели, мм

А1, А2, А2.1, А3 Карбонатный/насыпная 250 50

Б1, Б2.1, Б2, Б2.2 Терригенный/насыпная 300 50

Б3, Б2.3, Б4, Б2.4 Терригенный/составная 300 50

В1-В5 С глинистыми 150 30

минералами/насыпная

В6 С глинистыми 100 30

минералами/ составная

Г1-Г4 Терригенный/насыпная 500 100

Д1-Д6 Карбонатный/насыпная 300 50

Е1-Е3 Терригенный/насыпная 500 50

Ж1-Ж3 С глинистыми 300 50

минералами/ составная