Повышение эффективности технологии парогравитационного воздействия и оптимизация ее параметров на основе управления компонентным составом заканчиваемого флюида тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Ибатуллин, Таир Равилевич

• Ибатуллин, Таир Равилевич
• кандидат технических наук
• 2010

Оглавление диссертации кандидат технических наук Ибатуллин, Таир Равилевич

Введение.

Глава 1. Обзор современного состояния технологии парогравитационного воздействия и её модификаций.

1.1. Технология парогравитационного воздействия и методы её совершенствования.

1.2. Совершенствование технологии парогравитационного воздействия в масштабе системы разработки.

1.3. Совершенствование технологии парогравитационного воздействия на уровне скважинной пары.

1.4. Совершенствование технологии парогравитационного воздействия во взаимосвязи с поверхностным оборудованием промысла.

1.5. Актуальные проблемы в области повышения эффективности технологии парогравитационного воздействия.

Глава 2. Разработка критериев выбора углеводородных растворителей для совместного нагнетания с водяным паром в пласт.

2.1. Недостатки традиционной технологии парогравитационного воздействия.

2.2. Модификация компонентного состава закачиваемого флюида для повышения эффективности парогравитационного воздействия.

2.3. Построение неизотермической композиционной гидродинамической модели битумной залежи.

2.4. Результаты серии вычислительных экспериментов по моделированию совместного нагнетания углеводородных растворителей и водяного пара.

Глава 3. Определение оптимальных параметров технологии совместной закачки водяного пара и углеводородных растворителей при различных стратегиях разработки залежи.

3.1. Сложности оптимизации технологии парогравитационного воздействия и её модификаций.

3.2. Оптимизационный алгоритм и процесс оптимизации.

3.3. Определение оптимальных параметров технологии совместной закачки для различных целевых функций.

3.4. Анализ результатов серии оптимизационных вычислений.

3.5. Выбор рациональной стратегии реализации технологии парогравитационного воздействия с углеводородными растворителями в условиях неопределенности.

Глава 4. Повышение эффективности разработки битумных залежей с повышенным начальным газовым фактором.

4.1. Битумные залежи с повышенным начальным газовым фактором.

4.2. Исследование эффективности технологии парогравитационного воздействия в битумных залежах с различным значением начального газового фактора.

4.3. Использование углеводородных растворителей для расширения области применимости парогравитационного воздействия в пластах с повышенным начальным газовым фактором.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности технологии парогравитационного воздействия и оптимизация ее параметров на основе управления компонентным составом заканчиваемого флюида»

Актуальность темы исследования На фоне истощения традиционных запасов углеводородов, разработка огромных запасов месторождений природных битумов и тяжелых нефтей (ПБ и ТН) в России и зарубежом с каждым годом становится всё более актуальной задачей. Основные запасы таких углеводородов в силу малых глубин залегания и ассоциированности с более глубоко залегающими запасами легких углеводородов часто хорошо опоискованы и разведаны, поэтому на первое место выходит проблема разработки методов эффективного их извлечения.

В настоящее время самым распространенным методом скважинной добычи битумов является парогравитационное воздействие (ПГВ) в модификации канадского специалиста Р.Батлера, получившее название Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD). Количество и масштаб коммерческих проектов с применением ПГВ, реализуемых в мире, растут ежегодно. Этим методом в Канаде планируется извлечь до 60% запасов ПБ и ТН. В России аналогичные технологии активно развиваются в Татарстане и Республике Коми. Несмотря на значительную эффективность ПГВ в широком спектре геолого-физических и промысловых условий, этот метод имеет ряд технологических, экологических и экономических недостатков, основными из которых являются:

1) невысокая тепловая эффективность в определенных геологических условиях, обусловленная потерями тепла в окружающие породы и непродуктивным нагревом зон, уже охваченных воздействием;

2) потребление больших объемов природного газа при производстве водяного пара, что является одной из основных статей эксплуатационных затрат и причиной существенных выбросов углекислого газа в атмосферу;

3) использование значительных объемов воды при производстве пара, что приводит к интенсивной эксплуатации подземных или поверхностных источников, а также к затратам на ее сепарацию, очистку и утилизацию.

Кроме того, метод ПГВ имеет и ряд других ограничений: технология малоэффективна в пластах с небольшой нефтенасыщенной толщиной, при высоком газовом факторе ПБ и ТН и др.

Одним из путей решения вышеупомянутых проблем является модификация нагнетаемого флюида посредством добавки углеводородных растворителей (УВР). Это позволяет расширить область применения и повысить энергетическую эффективность метода, интенсифицировать добычу битума, а также снизить объемы потребления природного газа и воды. Однако этот метод требует учета специфических геолого-физических и термодинамических условий, свойств и состава пластовых флюидов и растворителей. Таким образом, повышение эффективности технологии ПГВ с использованием УВР является актуальной и важной задачей нефтяной отрасли. Ее решению и посвящена данная диссертационная работа.

Целью работы является исследование и оптимизация параметров технологии ПГВ с углеводородными растворителями для повышения её эффективности на основе управления компонентным составом закачиваемого флюида и технологии их нагнетания совместно с паром в различных геолого-физических условиях битумных залежей.

Основными задачами исследований являются:

1) изучение, обобщение и критический анализ мирового опыта применения технологии ПГВ и ее модификаций;

2) разработка критериев выбора типа и объемов УВР для совместного нагнетания с водяным паром в пласт для повышения эффективности технологии ПГВ;

3) формирование оптимальных технологических режимов эксплуатации пары скважин при разработке битумной залежи с применением ПГВ с УВР;

4) оптимизация параметров совместной закачки УВР и водяного пара в зависимости от различных стратегий разработки битумной залежи;

5) изучение применения ПГВ в залежах с различным компонентным составом битума и решение задачи расширения области применимости ПГВ для залежей с повышенным начальным газовым фактором.

Научная новизна работы определяется следующими результатами:

1) исследован широкий спектр УВР и их долей в нагнетаемом потоке для совместной закачки с паром для повышения эффективности технологии ПГВ в различных геолого-физических условиях;

2) определены закономерности изменения основных технологических показателей разработки битумной залежи методом ПГВ с УВР в зависимости от типа УВР и его доли в нагнетаемом потоке;

3) решены задачи выбора оптимальных технологических режимов эксплуатации пары скважин при разработке битумной залежи методом ПГВ с модифицированным компонентным составом закачиваемого флюида при различных целевых функциях и стратегиях разработки;

4) изучен феномен образования области повышенной газонасыщенности на границе паровой камеры, отрицательно влияющей на эффективность передачи скрытой теплоты парообразования водяного пара битуму;

5) получены зависимости изменения коэффициента извлечения нефти (КИН) при реализации ПГВ и ПГВ с УВР для залежей битума, характеризующегося различными значениями начального газового фактора.

Практическая ценность работы обусловлена следующим:

1) созданная неизотермическая гидродинамическая композиционная модель, интегрированная с оптимизационным алгоритмом, позволяет прогнозировать 6 широкий спектр технологических показателей разработки битумной залежи при различных сценариях реализации технологии ПГВ и ее модификаций;

2) полученные оптимизированные технологические параметры ПГВ с УВР для условий месторождений в районе реки Атабаска (Канада) позволяют повысить энергетическую эффективность воздействия на битумную залежь, интенсифицировать добычу и увеличить КИН;

3) выявленные оптимальные значения долей УВР в нагнетаемом потоке для различных типов УВР могут быть использованы при проектировании совместной закачки водяного пара и растворителей в упомянутых геолого-физических условиях;

4) предложен способ снижения негативного эффекта выделившегося из битума газа на процесс разработки битумной залежи методом ПГВ с помощью изменения компонентного состава закачиваемого флюида.

Результаты данных исследований были использованы в отчете института ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть», заказ-наряд № 07.2848.08 «Разработка технологии паротеплового воздействия в композиции с растворителями», а также при составлении РД 153-39.1-604-08 «Инструкция по безопасному проведению опытно-промышленных работ по добыче сверхвязкой нефти методом паротеплового воздействия с углеводородными растворителями».

Методы исследования заключаются в комплексном анализе и научном обобщении теоретических и экспериментальных исследований, проведении вычислительных экспериментов на композиционных термогидродинамических моделях битумных залежей и использовании специальных методов оптимизации.

Апробация работы

Результаты работы были представлены на:

1) Симпозиуме национальных нефтяных компаний по технологиям добычи, природному газу, защите окружающей среды и лучшей практике разработки, Мехико, 25-26 марта 2009 г.

2) Европейском симпозиуме ЕАОЕ по повышению нефтеотдачи, Париж, 2729 апреля 2009 г.

3) Научном семинаре кафедры Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 28 мая 2009 г.

4) Расширенном заседании отдела технологий разработки месторождений компании СтатойлГидро, Ставангер, 18 августа 2009 г.

5) 1-ой Международной студенческой научно-практической конференции «Нефтегазовые горизонты», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 10-11 ноября 2009 г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 5 работ, в том числе, 3 - в ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК РФ.

Объем работы. Диссертация включает 112 страниц, 34 рисунка, 16 таблиц, состоит из введения, 4 глав, заключения и 2 приложений; библиография состоит из 133 наименований.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Ибатуллин, Таир Равилевич

Основные выводы и предложения

1) Построена неизотермическая гидродинамическая композиционная модель битумной залежи, позволяющая моделировать различные тепловые методы разработки, в том числе - совместную закачку пара и УВР;

2) Исследована технология повышения эффективности ПГВ с помощью изменения компонентного состава закачиваемого флюида. Показано влияние типа и доли УВР в нагнетаемом потоке на технологические показатели разработки битумной залежи, а также определено наличие максимума удельной эффективности УВР;

3) Определено, что совместная закачка УВР и водяного пара позволяет снизить расход закачиваемого пара, необходимый для поддержания эффективного процесса гравитационного дренирования, а, следовательно, и сократить объемы сжигаемого метана и выбросы парниковых газов в атмосферу;

4) Разработана программа для проведения оптимизационных вычислений, интегрирующая термогидродинамический симулятор и эволюционную стратегию оптимизации. Выявлены оптимальные технологические параметры метода ПГВ с УВР, позволяющие достигать различные цели: максимизация накопленной добычи, удельной эффективности применения растворителя, удельного ЧДД, минимизация паробитумного отношения.

5) Получено, что при одновременном преследовании всех четырех рассмотренных целей, а также с точки зрения критерия Вальда (пессимизм ЛПР) и критерия Гурвица (нейтральный оптимизм ЛПР) наиболее предпочтительными стратегиями являются максимизация удельного ЧДД для случаев с совместной закачкой н-гексана или н-пентана;

6) Исследован процесс образования зоны повышенной газонасыщенности на границе паровой камеры в результате выделения газа из битума при ПГВ.

Показано, что выделяющийся из битума газ негативно влияет на передачу тепла от водяного пара к битуму, снижая эффективность теплового воздействия;

7) Предложен способ повышения эффективности технологии ПГВ в залежах с повышенным газовым фактором битума, с помощью изменения компонентного состава закачиваемого флюида посредством добавки УВР. При этом прирост КИН тем выше, чем больше величина начального газового фактора битума.

Список опубликованных работ по теме диссертации

1. Ибатуллин Т.Р. Изучение притока жидкости к горизонтальной скважине и учет потерь давления по длине горизонтального ствола // Тезисы докладов 61-ой Межвузовской студенческой научной конференции «Нефть и газ - 2007». - с. 45.

2. Ибатуллин Т. Р. Повышение эффективности технологии парогравитационного воздействия с применением углеводородных растворителей // Нефтяное хозяйство, №10, 2008. - с 74-76.

3. Ibatullin Т., Zolotukhin A. Optimization of Solvent - based Enhancements of Steam

• • th

Assisted Gravity Drainage // Proceedings of the 15 European Symposium on

Improved Oil Recovery - Paris, France, 27 - 29 April 2009.

4. Ибатуллин Т. P. К вопросу разработки залежей битума с повышенным газовым фактором методом парогравитационного воздействия // Нефтяное хозяйство, №10, 2009. - с 68-71.

5. Ibatullin Т. SAGD Performance Improvement in Reservoirs with High Solution GasOil Ratio // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2009. http://www.ogbus.ru/eng/authors/IbatullinTR/IbatullinTRl.pdf

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Ибатуллин, Таир Равилевич, 2010 год

1. Besson, С.: Resources to Reserves, Oil & Gas Technologies for the Future, International Energy Agency, 2005

2. Facing the Hard Truths about Energy A Comprehensive View to 2030 of Global Oil and Natural Gas, National Petroleum Council, USA. http://www. npchardtruthsreport. org

3. Survey of Energy Resources, World Energy Council, Published by Elsevier Ltd., 2004

4. Коноплев Ю.Н., Буслаев В.Ф., Ягубов 3.X., Цхадая Н.Д. Термошахтная разработка нефтяных месторождений. М.: Недра - Бизнесцентр, 2006. - 292 с.

5. Canada's Oil Sands: A Supply and Market Outlook to 2015 // An Energy Market Assessment / URL: http://www.neb.gc.ca

6. Butler, R.: A Method for Continuously Producing Viscous Hydrocarbons by Gravity Drainage While Injecting Heated Fluids, UK Pat. App. GB 2,053,328 (1980); US 4,344,485 (1982); Can. 1,130,201 (1982).

7. Butler, R., McNab, G., Lo, H.: Theoretical Studies on the Gravity Drainage of Heavy Oil During In-Situ Steam Heating, The Canadian Journal of Chemical Engineering, Vol. 59, 1981

8. Butler, R., Stephens, D.: The Gravity Drainage of Steam Heated Heavy Oil to Parallel Horizontal Wells, Journal of Canadian Petroleum Technology, April-June 1981

9. Stalder, J.: Cross SAGD (XSAGD) An Accelerated Bitumen Recovery Alternative, SPE Paper 97647, 2007

10. Polikar, M., Cyr, T., Coates R.: Fast-SAGD: Half the Wells and 30% Less Steam, SPE Paper 65509, 2000

11. Shin, H., Polikar, M.: Review of Reservoir Parameters to Optimize SAGD and Fast-SAGD Operating Conditions, Journal of Canadian Petroleum Technology, January 2007, Vol. 46, No. 1, pp. 35-41

12. H.Glandt, C.A.: Method and Apparatus for Producing Hydrocarbon Bearing Deposits in Formations Having Shale Layers, US Patent 5046559, 1990

13. Gates, I., Larter, S., Adams, J., Snowdon, L., Jiang, C.: Preconditioning Methods to Improve SAGD Performance in Heavy Oil and Bitumen Reservoirs with Variable Oil Phase Viscosity, SPE Paper 117717

14. Gates, I., Larter, S., Adams, J.: In situ Heavy Oil and Bitumen Recovery Process (JAGD), Canada Patent Application 2593585, 2007; and PCT International Publication Number WO 2008/011704A1, 2008

15. Edmunds, N., Chhina, H.: Economic Optimum Operating Pressure for SAGD Projects in Alberta, Journal of Canadian Petroleum Technology, Vol. 40, No. 12, December 2001

16. Farouq АН, S.M., Meldau, R.: Current Steamflood Technology, Journal of Petroleum Technology, October 1979

17. Vogel, J.: Gravity Drainage Vital Factor for Understanding Steam Floods, Oil and Gas Journal, pp. 42-47, November 30, 1992

18. Das, S.: Improving the Performance of SAGD, SPE Paper 97921, 2005

19. Thimm, H.: Dependence of Some SAGD Operations Characteristics on Steam Zone Pressure, proceedings of the 8th one-day conference on horizontal well technology : extending successful horizontal well applications, November 7, 2001

20. Петров, В. А., Антипенко, В. P.: Сравнение продуктов термолиза в среде водяного пара тяжелых нефтей месторождений Усинское и Ляохэ // Химия в интересах устойчивого развития, 2008, № 2, с. 241-251

21. Collins, P.M.: The False Lucre of Low-Pressure SAGD, Journal of Canadian Petroleum Technology, Vol. 46, No. 1, pp. 20-27, January, 2007

22. Kisman, K.: Artificial lift A Major Unresolved Issue for SAGD, Journal of Canadian Petroleum Technology, Vol. 42, No.8, August 2003

23. Wiltse, D.: An ASL Solution to Low-Pressure SAGD, SPE Paper 97683, 2005

24. Collins, P.: Injection Pressures for Geomechanical Enhancement of Recovery Processes in the Athabasca Oil Sands, SPE Paper 79028, 2002

25. Li, P., Chan, M., Froehlich, W.: Steam Injection Pressure and the SAGD Ramp-Up Process, paper 2006-147 presented at the Petroleum Society's Canadian International Petroleum Conference, Calgary, AB, 13 — 15 June 2006

26. Hamm, R., Ong, T.: Enhanced Steam-Assisted Gravity Drainage: A New Horizontal Well Recovery Process for Peace River, Canada, Journal of Canadian Petroleum Technology, Vol 34, No. 4, April 1995

27. Gould, B.: Multilateral CSS for Shell Canada, presentation for Panel Session 3: Emerging Technologies in Heavy Oil and Horizontals, R2R2R Joint Petroleum Society/SPE/CHOA Conference, Calgary, AB, 4 7 November 2002

28. Singhal, A., Ito, Y., Kasraie, M.: Screening and Design Criteria for Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD) Projects, SPE Paper 50410, 1998

29. Edmunds, N.: Investigation of SAGD Steam Trap Control in Two and Three Dimensions, Journal of Canadian Petroleum Technology, Vol. 39, No.l, January 2000

30. Ito, Y., Suzuki, S.: Numerical Simulation of the SAGD Process in the Hangingstone Oil Sands Reservoir, Journal of Canadian Petroleum Technology, Vol. 38, No. 9, September 1999

31. P. Vander Valk, Yang., P.: Investigation of Key Parameters in SAGD Wellbore Design and Operation, 6th Canadian International Petroleum Conference (56th Annual Technical Meeting), Calgary, Alberta, Canada, June 7-9, 2005

32. Rudenko D., Shako, V., Law, D. H-S.: When Is Subcool Applicable for SAGD Monitoring, World Heavy Oil Congress 2008, Edmonton, Canada, March 10-12, 2008

33. Realizing potential. Well construction, completion and monitoring solutions for heavy oil, Schlumberger, http://www.slb.com/media/services/solutions/reservoir /real izingpo tential.pdf

34. Developing the Heavy Oil and Oil Sands Assets, Halliburton, http://www. halliburton.com/public/common/Brochures/H06153.pdf

35. Kaura J., Sierra J.: High-temperature fibers Provide Continuous DTS Data in a Harsh SAGD Environment, Word Oil, Vol. 229, No. 6, June 2008

36. Ибатуллин, P.P, Амерханов М.И., Ибрагимов Н.Г., Хисамов, P.C., Фролов, A.H.: Развитие технологии парогравитационного воздействия на пласт на примере залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения // Нефтяное хозяйство, №7, 2007. с 40-42

37. Хисамов, Р.С, Фролов, А.Н., Ибатуллин, Р.Р, Абдулмазитов, Р.Г., Зарипов, А.Т: Первые результаты опытно-промышленных работ по паротепловому воздействию на Ашальчииском месторождении // Нефтяное хозяйство, №7, 2008. с 47-49

38. Басниев, К.С, Калинин, А.Г., Кульчицкий, В.В.: Разработка залежей тяжелых нефтей и битумов скважинами сложной архитектуры // Труды 12-го Европейского симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов», Казань, 8-10 сентября 2003

39. Forsyth, J., Fermaniuk, В.: Tucker Lake SAGD liner design, fabrication and installation evaluation, Word Oil, Vol. 229 No. 8, August 2008

40. Xie J., Chengye Fan, Wagg В., Zahacy, T., Matthews C., Yi Fang: Wire wrapped screens in SAGD wells, World Oil, Vol. 229 No. 8, August 2008

41. Xie J., Jones S., Matthews C., Wagg В., Parker P., Ducharme R.: Slotted liner design for SAGD well, World Oil, Vol. 228 No. 6, June 2007

42. DeBruijn G., Siso C., Reinheimer D., Whitton S., Redekopp D.: Flexible Cement Improves Wellbore Integrity for Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD) Wells, SPE Paper 117859, 2008

43. Dall'Acqua, D, Smith D., Kaiser T.: Post-Yield Thermal Design Basis for Slotted Liner, SPE Paper 97777, 2005

44. Slack, M., Roggensack, W., Wilson, G., Lemieux, R.: Thermal-Deformation-Resistant Slotted-Liner Design for Horizontal Wells, SPE Paper 65523, 2000

45. Woiceshyn G., Toffanin E., Xie J., Wagg B., Fan C.: Mechanical Evaluation of a New Sand Control Screen for SAGD Applications, SPE Paper 117486, 2008

46. Akram, F.: Effects of Well Placement and Intelligent Completions on SAGD in a Full-Field Thermal-Numerical Model for Athabasca Oil Sands, SPE Paper 117704, 2008

47. Sasaki, K., Akibayashi, S., Yazawa, N., Kaneko, F.: Microscopic Visualization with High Resolution Optical-Fiber Scope at Steam Chamber Interface on Initial Stage of SAGD Process, SPE Paper 75241, 2002

48. Boone, T., Gallant, R., Kry, P.: Exploiting High-Rate Injection and Fracturing To Improve Areal Thermal Conformance in Cyclic Steam Stimulation, SPE Paper 25796, 1995

49. Chen, Q.,. Gerritsen, M., Kovscek, A.: Effects of Reservoir Heterogeneities on the Steam-Assisted Gravity-Drainage Process, SPE Paper 109873, 2008

50. Yang, X., Gates, I.: The Design of Hybrid Steam-In Situ Combustion Bitumen Recovery Process, paper No. 2008-114, Canadian International Petroleum Conference/SPE Gas Technology Symposium 2008 Joint Conference, Calgary, Alberta, June 17-19, 2008

51. Yang, X., Larter, S., Gates, I.: Design and Optimization of Hybrid Ex Situ / In Situ Steam Generation Recovery Processes for Heavy Oil and Bitumen, SPE Paper 117643, 2008

52. Butler, R., Mokrys, I.: Solvent Analog Model of Steam Assisted Gravity Drainage, AOSTRA Journal of Research, Vol. 5, No. 1, 1989

53. Mokrys, I., Butler, R.: The Rise of Interfering Solvent Chambers: Solvent Analog Model of Steam Assisted Gravity Drainage, Journal of Canadian Petroleum Technology, Vol. 32, No.3, March 1993

54. Karmaker, K., Maini, B.: Applicability of Vapour Extraction Process to Problematic Viscous Oil Reservoirs, SPE Paper 84034, 2003

55. James, L.: A closer look at VAPEX, MSc Thesis, University of Waterloo, Waterloo, Ontario, Canada, 2003

56. Suicmez, V.: An Experimental Investigation of the Vapor Extraction Process, Stanford University, California, USA, 2003

57. Singhal, A., Das, S., Leggitt, S., Kasraie, M., Ito, Y.: Screening of Reservoirs For Exploitation by Application of Steam Assisted Gravity Drainage/Vapex Processes, SPE Paper 37144, 1996

58. Das, S.: VAPEX: an efficient process for the recovery of heavy oil and bitumen, SPE Paper 50941, 1998

59. Das, S.: Diffusion and Dispersion in the Simulation of VAPEX Process, SPE 97924, 2005

60. Nghiem, L., Sammon, P., Kohse, B.: Modeling Asphaltene Precipitation and Dispersive Mixing in the Vapex Process, SPE Paper 66361, 2001

61. Luo, P., Wang, X., Gu, Y., Zhang, H., Moghadam, S.: Asphaltene Precipitation and Its Effects on the Vapour Extraction (VAPEX) Heavy Oil Recovery Process, SPE Paper 117527, 2008

62. James, L., Rezaei, N., Chatzis I.: VAPEX, Warm VAPEX and Hybrid VAPEX The State of Enhanced Oil Recovery for In Situ Heavy Oils in Canada, Journal of Canadian Petroleum Technology, Vol 47, No. 4, April 2008

63. Ибатуллин Т. P. Повышение эффективности технологии парогравитационного воздействия с применением углеводородных растворителей // Нефтяное хозяйство, №10, 2008. с 74-76.

64. Yee, С-Т., Stroich, A.: Flue Gas Injection Into a Mature SAGD Steam Chamber at the Dover Project (Formerly UTF), Journal of Canadian Petroleum Technology, January 2004, Vol. 43, No. 1

65. Zhao, L., Nasr, Т., Huang, H., Beaulieu, G., Heck, G., Golbeck, H.: Steam Alternating Solvent process: lab test and simulation, Journal of Canadian Petroleum Technology, September 2005 Vol. 44, No. 9

66. Zhao, L.: Steam Alternating Solvent Process, SPE Paper 86957, 2007

67. Farouq, A., Abad, В.: Bitumen recovery from oil sands, using solvents in conjunction with steam, Journal of Canadian Petroleum Technology, July-September 1976

68. Redford, D., McKay, A.: Hydrocarbon-Steam Processes for Recovery of Bitumen from Oil Sands, SPE Paper 8823, 1980

69. Yamazaki, Т., Matsuzawa, N., Abdelkarim, O., One, Y.: Recovery of Bitumen from Oil Sand by Steam with Chemicals, Journal of Petroleum Science and Engineering, Vol. 3, 1989

70. Gupta, S., Gittins, S., Picherack, P.: Insights Into Some Key Issues With Solvent Aided Process, Journal of Canadian Petroleum Technology, February 2003, Vol. 43, No. 2

71. Gupta, S., Gittins, S., Picherack, P.: Field Implementation of Solvent Aided Process, Journal of Canadian Petroleum Technology, November 2005, Vol. 44, No. 11

72. Gupta, S.: Unlocking the Planet's Heavy Oil and Bitumen Resources A Look at SAGD, Distinguished Lecturer Presentations, SPE Paper 108799, 2005

73. Gupta, S., Gittins, S.: Christina Lake Solvent Aided Process Pilot, Journal of Canadian Petroleum Technology, September 2006, Vol. 45, No. 9

74. Deng, X.: Recovery Performance and Economics of Steam/Propane Hybrid Process, SPE Paper 97760, 2005

75. Nasr Т., Ayodele O.: Process for Enhancing Hydrocarbon Mobility Using A Steam Additive, US Patent # 6,230,814, May 15, 2001

76. Nasr, Т., Beaulieu, G., Golbeck, H., Heck, G.: Novel Expanding Solvent-SAGD Process, Journal of Canadian Petroleum Technology, January 2003, Vol. 42, No. 1

77. Nasr Т., Ayodele O.: New Hybrid Steam-Solvent Processes for the Recovery of Heavy Oil and Bitumen, SPE Paper 101717, 2006

78. Govind, P., Das, S., Srinivasan S., Wheeler, TJ.: Expanding Solvent SAGD in Heavy Oil Reservoirs, SPE Paper 117571, 2008

79. Ivory, J., Zheng, R., Nasr Т., Deng X., Beaulieu, G., Heck G.: Investigation of Low Pressure ES-SAGD, SPE Paper 117759, 2008

80. Gates, L: Oil Phase Viscosity Behavior in Expanding-Solvent Steam-Assisted Gravity Drainage, Journal of Petroleum Science and Engineering, Vol. 59, 2007

81. Gupta, S., Gittins, S.: Effect of Solvent Sequencing and Other Enhancements on Solvent Aided Process, Journal of Canadian Petroleum Technology, September 2007, Vol. 46, No.9

82. Boak, J., Palmgren, С.: Preliminary Numerical Analysis for a Naphtha Co-injection Test Düring SAGD, Journal of Canadian Petroleum Technology, January 2007, Vol. 46, No.l

83. Nasr, Т., Kimber, K., Vendrinsky, D., Jha, 1С.: Process Enhancement in Horizontal Wells Through the Use of Vertical Drainage Channels and Hydrocarbon Additives, SPE Paper 21794, 1991

84. Рахимова Ш.Г. Исследование совместного применения теплового воздействия и углеводородных растворителей для разработки залежей тяжелых нефтей и битумов: Дисс. . канд. техн. наук. Бугульма. 2009. — 126 с.

85. Рахимова Ш.Г., Амерханов М.И., Хисамов P.C. Возможности использования нефтяных растворителей в технологиях паротеплового воздействия//Нефтяное хозяйство.-2009.-№2 С.34-37.

86. Gates, I.: Design of the Injection Strategy in Expanding-Solvent Steam-Assisted Gravity Drainage, The 2nd CDEN International Conference on Design Education, Innovation and Practice, Kananaskis, Alberta, Canada, July 18-20, 2005

87. Metropolis, N., Rosenbluth, A., Rosenbluth, M.: Equation of State Calculations by Fast Computing Machines, Journal of Chemical Physics, June 1953,Vol. 21,1. No. 6

88. Queipo, N., Goicochea, J., Pintos, S.: Surrogate modeling-based optimization of SAGD processes, Journal of Petroleum Science and Engineering, July 2002, Vol. 35, No. 1

89. Edmunds, N., Moini, В., Peterson J.: Advanced Solvent-Additive Processes via Genetic Optimization, paper number 2009-115 presented at the 6Cfh Canadian International Petroleum Conference, Calgary, Alberta, Canada, June 16-18, 2009

90. Kerr, R., Birdgeneau, Batt, В., Yang, P., Nieuwenburg, G., Rettger, P., Arnold, J;, Bronicki, Y.: The Long Lake Project The First Field Integration of SAGD and Upgrading, SPE Paper 79072, 2002

91. Официальный сайт совместного проекта компаний NEXEN и OPTI Long Lake // URL: http://www.longlake.ca/project/technology.asp

92. Michaud, P., Goulay, C., Sabbag, J., Thiery, G., Kehoe, R.: The Impact of Upgrader Location on Steam Generation, SPE Paper 97753, 2005

93. Gates, I.D., Kenny, J., Hernandez, I.L., Bunio, G.L.: Steam-Injection Strategy and Energetics of Steam-Assisted Gravity Drainage, SPE Paper 97742, 2005

94. Bersak, A. F., Kadak, A. C.: Integration of Nuclear Energy with Oil Sands Projects For Reduced Greenhouse Gas Emissions and Natural Gas Consumption,

95. Department of Nuclear Science and Engineering, Massachusetts Institute of Technology, USA, June 2007

96. Foundation for Environmental Education (FEE), URL: http://www.fee-international.org

97. Point Carbon, URL: http://www.pointcarbon.com

98. Peng, D.-Y., and Robinson, D.B.: A New Two-Constant Equation of State, Ind. Eng. Chem. Fundam., Vol. 15, 1976, pp. 59-64

99. Kesler, M.G., and Lee, B.I.: Improve Prediction of Enthalpy of Fractions, Hydro. Proc., March 1976, pp. 153-158

100. Grote, K.-H., Antonsson, E. K.: Springer Handbook of Mechanical Engineering, Springer, New York, 2009

101. Spall J. C.: Introduction to Stochastic Search and Optimization: Estimation, Simulation, and Control. John Wiley & Sons, Inc, Hoboken, New Jersey, 2003

102. Граничин O.H. Введение в стохастические методы оптимизации и оценивания. Учеб. пособие. СПб.: Издательство С.-Петербургского университета, 2003. — 131 с.

103. Schwefel, Н-Р.: Evolution and Optimum Seeking, Wiley, New York, NY, 1995

104. Ермолаев А.И., Бравичев К.А. Модели многокритериального выбора вариантов эксплуатации нефтяных скважин. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. - 7 с.

105. Мирзаджанзаде А.Х, Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределенность. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. -368 с.

106. Aitken, С.М., Jones, D.M. and Larter, S.R.: Isolation and Identification of Biomarkers Indicative of Anaerobic Biodégradation in Petroleum Reservoirs; Nature, Vol. 431, pp. 291-294, 2004

107. Butler, R.: Steam and Gas Push (SAGP), presented at the Petroleum Society's 48th Annual Technical Meeting, Calgary, AB, June 8 — 11, 1997

108. Jiang, Q., Butler, R.M., Yee, C.: The Steam and Gas Push (SAGP)—2, Mechanism Analysis and Physical Model Testing; presented at the Petroleum Society's 49th Annual Technical Meeting, Calgary, AB, June 8 — 10, 1998

109. Butler, R.M., Jiang, Q., Yee, C.: Steam and Gas Push (SAGP) 3; Recent Theoretical Developments and Laboratory Results, Journal of Canadian Petroleum Technology, January 2000, Vol. 39, No. 8

110. Ivory, J., Rajan, R. V., Chang, J., Bjorndalen, N., London, M., Akinlade, O.: Handbook of Canadian Heavy Oil and Oil Sand Properties for Reservoir Simulation (Second Edition), AERI/ARC Core Industry Research Program, Report # 0708-22, March, 2008

111. Yuan, J.-Y., Nasr, T.N., Law, D.H.-S.: Impacts of Initial Gas-to-Oil Ratio (GOR) on SAGD Operations, Journal of Canadian Petroleum Technology, Vol. 42, No. 1, pp. 48-52, January 2003

112. Чарный И.А. Нагревание призабойной зоны при закачке горячей жидкости в скважину // Нефтяное хозяйство, №2, 1953. с 18-29.

113. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. М.: Недра, 1965. - 238с.

114. Котяхов Ф.И. Физика нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 1956. - 363 с.

115. Малофеев Г.Е., Гумерский Х.Х. Теплообмен в пласте при неизотермической фильтрации // Сборник трудов ОАО «РМНТК Нефтеотдача», ОАО «ВНИИнефть». выпуск 124 «Проблемы разработки нефтяных месторождений». - 2000. — с. 56-61.

116. Chen Zh., Huan G., Ma Yu.: Computational methods for multiphase flows in porous media, Society for Industrial and Applied Mathematics, Philadelphia, 2006