Повышение эффективности технологии пароциклических обработок скважин в слоисто-неоднородных пластах с высоковязкой нефтью тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Осипов, Андрей Валерьевич

• Осипов, Андрей Валерьевич
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Осипов, Андрей Валерьевич

Содержание

Введение

Глава 1. Общая характеристика технологии «пароциклические обработки скважин» (ПТОС)

1.1. Сущность процесса пароциклических обработок скважин и его место в системе воздействия на залежи высоко вязкой нефти

1.2. Анализ промыслового опыта проведения пароциклических обработок скважин

1.3. Постановка задач исследования

1.4. Математическая модель пароциклических обработок скважин 59 Выводы к главе 1

Глава 2. Изучение особенностей влияния слоистой неоднородности пласта при выборе объектов для паротепловой обработки скважин

2.1. Численное исследование влияния слоистой неоднородности пластов на эффективность ПТОС

2.2. Анализ полученных результатов

2.3. Совершенствование выбора первоочередных объектов для внедрения ПТОС за счет учета влияния слоистой неоднородности пласта 82 Выводы к главе 2

Глава 3. Численное исследование основных закономерностей повышения энергетической эффективности пароциклических обработок скважин путем закачки ненагретой воды после нагнетания пара

3.1. Сущность метода повышения энергетической эффективности ПТОС путем закачки ненагретой воды после нагнетания пара

3.2. Постановка задачи численного исследования

3.3. Последовательность нахождения оптимального периода пропитки и оптимального количества закачиваемой ненагретой воды

3.4. Анализ эффективности нового метода повышения энергетической эффективности ПТОС 94 Выводы к главе 3

Глава 4. Обоснование выбора оптимальных технологических параметров

ПТОС на основе комплексного технико-экономического критерия

4.1 Технико-экономическая модель ПТОС

4.2 Методика определения оптимальных технологических

параметров процесса на основе комплексного критерия

4.3 Изучение влияния продолжительности периода добычи нефти

на эффективность ПТОС

Выводы к главе 4 125 Глава 5. Примеры практического применения полученных результатов

при проектировании ПТОС на конкретном месторождении

5.1 Общие сведения о месторождения

5.2 Геолого-физическая характеристика пласта М

5.3 Обоснование технологий и рабочих агентов

для воздействия на пласт

5.4 Обоснование местоположения скважин и интервала перфорации для проведения опытно-промышленных работ

5.5 Обоснование технологических параметров традиционной ПТОС

и новой технологии ПТОС с закачкой ненагретой воды после периода

нагнетания пара

5.5.1 Обоснование технологических параметров

традиционной ПТОС

5.5.2 Обоснование оптимального количества ненагретой воды закачиваемой после прекращения нагнетания пара в новой технологии ПТОС

5.5.3 Технологические показатели разработки участка

опытно-промышленных работ

Выводы к главе 5

Заключение

Литература

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности технологии пароциклических обработок скважин в слоисто-неоднородных пластах с высоковязкой нефтью»

Введение

Актуальность проблемы.

По мере выработки запасов легкой нефти важнейшей составляющей сырьевой базы не только России, но и ряда других нефтедобывающих стран мира становятся запасы высоковязких нефтей и природных битумов. Их мировой суммарный объем оценивается в 810 млрд. т, что почти в пять раз превышает объем остаточных извлекаемых запасов нефтей малой и средней вязкости, составляющий лишь 162.3 млрд.т [1]. Годовая добыча тяжелой и битуминозной нефти в мире в 2000 г. составляла более 440 млн.т, а накопленная за все время добыча - более 14 млрд.т [1].

Наиболее крупными запасами тяжелой и битуминозной нефти, согласно [1], располагает Канада, запасы которой составляют 522.5 млрд.т. Второй страной по запасам тяжелой и битуминозной нефти является Венесуэла, запасы которой оцениваются в 190 млрд.м и сосредоточены в битуминозном поясе Ориноко. Крупными запасами тяжелой и битуминозной нефти располагают также Мексика, США, Россия, Кувейт, Китай.

На территории России запасы высоковязкой нефти оцениваются в 6.236 млрд.т [1-2]. Наиболее крупными на территории России являются следующие месторождения: Ван-Еганское (1 294 млн.т.), Северо-Комсомольское (700 млн.т.), Усинское (601 млн.т.), Русское (299 млн.т.), Ярегское (137 млн.т.), Гремихинское (74 млн.т.). Степень выработанности запасов ВВН по России составляет не более 10% [1-2].

Несмотря на большие энергетические затраты по освоению высоковязкой нефти (ВВН) и природных битумов даже в современных условиях нестабильной рыночной конъюнктуры интерес в мире к этому стратегически значимому по величине запасов сырью все более возрастает, поэтому развитие методов извлечения ВВН имеет приоритетное направление.

При разработке нефтяных месторождений, содержащих ВВН, термические методы повышения нефтеотдачи пластов не имеют в настоящее время альтернативы. Применение этих методов позволяет решить наиболее сложную проблему разработки таких залежей - вовлечь в активный процесс

нефтеизвлечения основную массу низкопроницаемых коллекторов за счет прогрева, термического расширения пластовых флюидов и капиллярной пропитки. Средний коэффициент нефтеотдачи месторождений высоковязких нефтей обычно не превышает 10-15% при разработке их на естественном режиме, в то время как при термическом воздействии объем извлекаемой нефти может быть увеличен в 2-3 раза [3]. На начало 2012 г. мировая добыча нефти за счет термических методов (за исключением России и Китая)

л

оценивалась в 69.7 млн.м и 98.1% из них добывалось за счет паротепловых методов (см. табл. 1) [4]. В США в 2010 г. добыча нефти за счет

л

термических методов оценивалась в 16.9 млн.м /год (46,4 тыс.мЗ/сутки) и составляла 44.0% от добычи нефти за счет всех методов увеличения нефтеотдачи в этой стране [5]. В Канаде добыча нефти с применением термических методов непрерывно увеличивается. По оценке Совета по экономии энергетических ресурсов провинции Альберта добыча битума в 2018 г. может составить 74.9 млн.м по сравнению с 33.7 млн.м в 2008 г, а из 27.0 млрд.м3 оставшихся к концу 2008 г. запасов битумов 21.3 млрд.м3 могут быть извлечены с применением термических методов [5]. В 2012 г. термические методы применяли также в Венесуэле, Индонезии, Бразилии, Египте, Тринидаде, Германии, Китае [4].

В России и странах бывшего СССР внедрение термических методов повышения нефтеотдачи пластов осуществлялось на 42 объектах [6], в том числе на месторожденях Республики Коми (Усинское, Ярегское), Сахалина (Оха, Катангли), Краснодарского края (Зыбза-Глубокий Яр, СевероКрымское, Ахтырско-Бугундырское, Павлова Гора), Удмуртии (Гремихинское, Мишкинское), Татарстана (Мордово-Кармальское, Ашальчинское, Нурлатское), Казахстана (Кенкияк, Каражанбас), Украины (Сходница, Гнедицы, Бориславское) и др.

Таблица 1. - Добыча нефти в мире за счет термических методов

(за исключением России и Китая)

Добыча нефти за счет Доля

термических методов, тыс.мЗ паротепловых

Страна в том числе за счет методов в

Всего паротепловых методов термических методах, %

США 18 540 17 247 93.0

Канада 17 788 17 788 100.0

Венесуэла 1 582 1 582 100.0

Индонезия 232 232 100.0

Бразилия 159 159 100.0

Египт 11 027 11 027 100.0

Тринидад 203 203 100.0

Германия 20 148 20 148 100.0

Всего 69 679 68 385 98.1

Процессы паротеплового воздействия реализовались на 16 объектах, внутрипластовое горение - на 11 объектах, термозаводнение - на 15 объектах. Добыча нефти за счет термических методов воздействия достигала 3,9 млн т/год. За весь период внедрения термических методов (с 1965 г.) в бывшем СССР дополнительно добыто 29.6 млн.т. нефти. Средний паронефтяной фактор составил 3.7 т/т, воздухонефтяной фактор - 1425 мЗ/т, водонефтяной (при горячем заводнении) - 29.1 мЗ/т [6]. К сожалению, после распада СССР и нарушении всех производственных связей добыча нефти за счет термических методов на всех объектах стран СНГ, в том числе и России, начала снижаться. Между тем, по мнению некоторых авторов [7]: "Несмотря на значительные разведанные запасы тяжелой и сверхтяжелой нефти, Россия остается страной с "замороженными" возможностями в области добычи высоковязких нефтей. Введение в разработку этих запасов с применением даже существующих технологий позволило бы России ежегодно дополнительно добывать 25-50 млн.т нефти". В настоящее время термические методы добычи нефти применяются на Усинском месторождении (паротепловое воздействие, добыча нефти в 2008 г. - 1558 тыс.т [8]), Ярегском месторождении (паротепловое воздействие, в 2009 г. за счет термошахного метода добыто 670 тыс.т [9]), Гремихинском

месторождении (закачка горячей воды), Ашальчинском месторождении (паротепловое воздействие), а также на месторождениях о. Сахалин (паротепловое воздействие).

Самыми распространенными среди термических методов являются паротепловые методы (паротепловое воздействие на пласт и пароциклические обработки скважин), как наиболее изученные, сравнительно легко осуществимые и довольно быстро дающие технологический эффект и окупаемость. На начало 2010 г. в США добыча за счет паротепловых методов составляла 93.6% от всей добычи за счет термических методов [5].

Пароциклические обработки скважин (ПТОС) занимают особое место среди термических методов воздействия вследствие универсальности, заключающейся в том, что ПТОС могут применяться как в сочетании с другими методами термического воздействия, и как самостоятельный способ разработки участка или всей залежи (месторождения) в целом, на различных стадиях разработки месторождения. Большинство проектов по паротепловому воздействию начинается с ПТОС, которые характеризуется более быстрым сроком окупаемости и более низким паронефтяным отношением по сравнению с паротепловым воздействием на весь пласт.

Вместе с этим паротепловые методы (и ПТОС в частности) характеризуются сравнительно высокими капитальными и эксплуатационными затратами, что сдерживает их дальнейшее развитие.

В «Энергетической стратегии России на период до 2030 г.» [10] в качестве приоритетных направлений научно-технического прогресса в энергетическом секторе указывается:

> «увеличение коэффициента извлечения нефти на разрабатываемых и вводимых в разработку месторождениях, в том числе нетрадиционных видов углеводородного сырья - тяжелой (высоковязкой) нефти и природных битумов»;

> «внедрение современных методов увеличения нефтеотдачи».

Поэтому достижение максимальной эффективности разработки

месторождений паротепловыми методами (и ПТОС в частности), как в настоящее время, и тем более в перспективе, является важной народнохозяйственной задачей, позволяющей включить в активную разработку залежи

высоковязкой нефти, находящихся ныне в консервации, а повышение эффективности паротепловых методов является актуальной и востребованной научной задачей.

Исходя из последнего положения, настоящая работа посвящена вопросам повышения эффективности ПТОС комплексом технологических решений.

В течение почти полувека в России и за рубежом проводятся работы по научному обоснованию и разработке тепловых методов добычи нефти. Большой вклад в создание научных основ, совершенствование и промышленное освоение термических методов добычи нефти внесли известные российские ученые: Антониади Д.Г., Байбаков Н.К., Боксерман A.A., Гарушев А.Р., Жданов С.А., Кудинов В.Н., Малофеев Г.Е., Раковский H.JI., Рубинштейн Л.И., Симкин Э.М., Сургучев M.JI., Хисметов Т.В., И.А. Чарный, Э.Б. Чекалюк, А.Б. Шейнман, и др.

Цель диссертационной работы

Разработка комплексных технологических решений, обеспечивающих повышение эффективности технологии пароциклических обработок скважин в слоисто-неоднородных пластах с высоковязкой нефтью

Основные задачи исследования.

1. Численное исследование основных закономерностей влияния слоистой неоднородности пласта на эффективность пароциклических обработок скважин (ПТОС).

2. Разработка технологии, направленной на повышение энергетической эффективности ПТОС.

3. Повышение эффективности ПТОС за счет научно-обоснованного выбора оптимальных технологических параметров процесса.

4. Применение полученных результатов при проектировании оптимальных технологических параметров ПТОС описанными выше методами на опытно-промышленном участке конкретного месторождения на основе детального численного моделирования.

Основные методы решения поставленных задач.

1. Анализ и обобщение промысловых данных по пароциклическим обработкам скважин;

2. Использование теоретических основ разработки нефтяных месторождений паротепловыми методами;

3. Численные исследования основных особенностей пароциклических обработок скважин с применением компьютерного моделирования.

Научная новизна работы.

В диссертационной работе получены следующие новые научные результаты:

1. В результате исследования влияние ряда параметров слоистой неоднородности на эффективность пароциклических обработок скважин (ПТОС). установлено, что при прочих равных условиях существуют оптимальные значения коэффициентов песчанистости и расчлененности, при которых технологическая эффективность ПТОС достигает максимального значения.

2. Разработана и предложена новая технология пароциклических обработок скважин, предусматривающая, по сравнению с общепринятой технологией ПТОС, закачку ненагретой воды после прекращения закачки пара, что обеспечивает увеличение добычи нефти, уменьшение паронефтяного фактора, снижение температуры добываемых флюидов. На разработанную новую технологию пароциклических обработок скважин получен патент РФ.

3. Разработана методика определения оптимальных технологических параметров пароциклических обработок скважин на основе комплексного технико-экономического критерия.

4. Установлено, что существует оптимальная продолжительность периода добычи нефти, при которой дополнительная добыча нефти и экономическая эффективность при ПТОС выше таковой в случае применения общепринятого подхода, когда критерием завершения периода отбора продукции является снижение дебита нефти уровня предшествующего применению ПТОС.

Основные защищаемые положения:

1. Результаты численных исследований влияния параметров слоистой неоднородности пласта на эффективность пароциклических обработок скважин, согласно которым существуют оптимальные значения коэффициентов песчанистости и расчлененности, при которых эффективность технологии достигает максимального значения

2. Новая технология пароциклических обработок скважин (ПТОС), предусматривающая, по сравнению с общепринятой технологией ПТОС, закачку ненагретой воды после прекращения закачки пара, и обеспечивающая повышение технико-экономической эффективности реализации технологии.

3. Методика определения оптимальных технологических параметров пароциклических обработок скважин на основе комплексного технико-экономического критерия.

4. Методика определения оптимальной продолжительности периода добычи нефти при проведении пароциклических обработок скважин.

Практическая ценность работы обусловлена следующим: 1. Проведенный в работе обзор литературных источников, освещающий современное состояние технологии пароциклических обработок скважин и мировой опыт их применения, рекомендуется для использования при составлении проектных документов на стадии выбора концепции разработки месторождений высоковязкой нефти.

2. Разработанная автором методика определения оптимальных технологических параметров технологии пароциклических обработок скважин на основе комплексного технико-экономического критерия рекомендуется для использования при проектировании разработки месторождений высоковязкой нефти.

3. Разработан на уровне изобретения способ разработки залежи высоковязкой нефти (получен патент РФ №2435951), который позволяет при проведении ПТОС увеличить доп.добычу нефти, уменьшить паронефтяной

фактор и общую продолжительность обработки, а также снизить температуру добываемых флюидов;

Разработанные в диссертационной работе методы повышения эффективности пароциклических обработок скважин были использованы в ОАО "ВНИИнефть" при проведении научно-исследовательских и проектных работ на месторождениях с высоковязкой нефтью.

Апробация работы.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на следующих российских и международных конференциях и симпозиумах:

1. И-ом Международном научном симпозиуме "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов", г Москва, 15-16 сентября, 2009 г.;

2. 14-ой ежегодной конференции "Нефть и газ Сахалина 2010", г. Южно-Сахалинск, 29-30 сентября, 2010г.;

3. 111-ем Международном научном симпозиуме "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов", г Москва, 20-21 сентября, 2011 г.;

4. Международной научно-практической конференции «Теория и практика современных методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов», г. Речица, 24-25 мая, 2012 г.

5. Основные разделы диссертации докладывались и обсуждались на заседаниях секции "Разработка нефтяных месторождений" Ученого Совета ОАО "ВНИИнефть".

Личный вклад автора состоит в следующем:

• разработана и предложена новая технология пароциклических обработок скважин (ПТОС), предусматривающая, по сравнению с общепринятой технологией ПТОС, закачку ненагретой воды после прекращения закачки пара;

• проведено исследование влияние ряда параметров слоистой неоднородности на эффективность ПТОС с помощью численного термогидродинамического моделирования;

• разработана методика определения оптимальных технологических параметров ПТОС на основе комплексного технико-экономического критерия;

• проведено исследование влияния продолжительности периода добычи нефти на эффективность ПТОС на основе численного термогидродинамического моделирования.

Публикации.

По результатам выполненных научных исследований опубликовано 10 печатных работ, в том числе, 9 статей и докладов, 1 патент РФ (№2435951). В ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК РФ, опубликовано 4 научных работы.

Структура и объем работы.

Диссертация включает 172 страницы, 44 рисунка, 60 таблиц, состоит из введения, 5 глав, выводов и заключения; библиография включает 98 наименований.

Автор благодарит своего научного руководителя к.т.н. Соломатина А.Г. за всестороннюю поддержку на всех этапах данной работы, творческую помощь при постановке исследований и анализе их результатов. Автор выражает глубокую признательность Малофееву Г.Е., Ялову Ю.Н. и Жданову С.А. за ценные консультации и плодотворное обсуждение основных положений диссертационной работы.

Глава 1. Общая характеристика технологии "пароциклические обработки

призабойных зон скважин" (ПТОС)

1.1. Сущность процесса пароциклических обработок скважин и его место в системе воздействия на залежи высоковязких нефтей

Пароциклические обработки скважин (ПТОС) проводят с целью:

- интенсификации добычи высоковязких нефтей;

- повышения нефтеотдачи пластов;

- регулирования процессов вытеснения нефти при применении паротеплового воздействия

- очистки призабойной зоны скважины от отложений парафина и смол.

Теплоносителями при ПТОСах могут служить: горячая вода, пар различного качества, смесь пара с газом, пар с добавками химических реагентов и т.д.

Самое простое определение ПТОС дано в работах [11] - ПТОС "является процессом снижения вязкости нефти вокруг ствола скважины с помощью прогрева ограниченной площади пласта".

Однако, опытные работы и промышленные испытания позволили расширить круг задач и физическое представление о пароциклических обработках. В работе [12], автор приходит к выводу, что при ПТОС повышение дебитов и нефтеотдачи происходит вследствие действия следующих факторов в зоне обработки:

1) Снижение вязкости нефти;

2) Тепловое расширение скелета пласта и пластовых флюидов

(до 20 % первоначального объема нефти, в зависимости от ее состава);

3) Активизация режима растворенного газа;

4) Увеличение величины пластового давления;

5) Изменение смачиваемости горных пород;

6) Очищение призабойной зоны пласта от АСПО.

Сущность метода ПТОС заключается в последовательной реализации трех периодов: периода нагнетания теплоносителя, остановку скважины на, так называемый, период пропитки, и последующий пуск скважины в эксплуатацию для добычи нефти.

В первом периоде (период нагнетания теплоносителя) при закачке пара в пласте образуется три характерных зоны.

• Зона пара, содержащая насыщенный пар, степень сухости которого меняется от начальной до 0 в конце данной зоны. Температура во всей этой зоне одинакова и равна первоначальной температуре нагнетаемого пара, а вязкость нефти максимально снижена за счет теплового воздействия. Нефтенасыщенность в этой зоне также снижена.

• Зона горячей воды. Температура в этой зоне убывает от начальной температуры нагнетания пара до пластовой температуры в конце зоны, а вязкость нефти снижена за счет увеличения температуры;

• «Холодная» зона с начальной пластовой температурой.

Величина этих зон зависит от многих факторов, но главные из них это параметры пара, темп и время нагнетания, начальная обводненность и толщина пласта. Эффект пароциклической обработки зависит, главным образом, от величины первой зоны, чем она больше, тем больше ожидаемый прирост добычи нефти. С другой стороны, при увеличении первой зоны, повышаются тепловые потери в кровлю и подошву пласта. Поскольку для конкретного пласта при постоянном темпе нагнетания величина первой зоны зависит только от времени нагнетания, то существует его оптимальная величина, которая должна определяться для каждой конкретной скважины.

В процессе нагнетания пара происходит перераспределение нефтенасыщенности в призабойной зоне. Нефть частично оттесняется в глубь пласта и на некотором расстоянии от скважины, вследствие разных фазовых проницаемостей для воды, газа и нефти и изменения температуры, появляется зона повышенной нефтенасыщености.

Тепло от пара передается скелету пласта и окружающим (по которым нет фильтрации пара) породам, в том числе и непроницаемым. В течение всего

периода нагнетания происходит повышение температуры вытесняемой из призабойной зоны и оставшейся в ней нефти, скелета пласта и окружающих пород; термическое расширение всех компонентов, на которые воздействует пар; увеличение давления.

На втором периоде циклического воздействия закачку теплоносителя останавливают для выравнивания температур и давления внутри зоны воздействия на пласт.

В первый момент времени, после прекращения нагнетания пара и остановки скважины на пропитку, происходит испарение воды в зоне пара вследствие следующих процессов. В этот период времени происходит падение температуры за счет теплопотерь в кровлю и подошву пласта и падение давления вследствие его выравнивания между контуром питания и призабойной зоной. Причем изменение давления происходит существенно быстрее, чем изменение температуры, т.к. процессы теплообмена более инертны по сравнению с гидродинамическими процессами.

Водяной пар в призабойной зоне находится в насыщенном состоянии, поэтому его давление и температура связаны между собой. Вследствие этого, часть воды будет испаряться, стремясь повысить давление до давления насыщения за счет образования пара. Поэтому в этот период времени степень сухости пара может увеличиваться.

В последующий период времени, вследствие теплопотерь в кровлю и подошву, будет происходить конденсация водяного пара и его место будут занимать находящиеся рядом вода и нефть. В результате происходит перераспределение насыщенностей и температуры в около скважинной зоне. Одновременно происходит капиллярная пропитка и в результате ее замещение нефти водой в тонких порах. В конце периода пропитки зона пласта будет представлять из себя чередование зон: конденсат пара, горячая нефть, ненагретая нефть.

Увеличение продолжительности периода пропитки увеличивает потери тепла и снижает накопившуюся в результате обработки пластовую энергию

(снижаются эффекты термического расширения, повышения пластового давления и т.п.).

В начале третьего периода - периода отбора продукции из пласта - в скважину будут поступать, в основном, вода и некоторое количество нефти. С течением времени обводненность падает, а доля нефти соответственно растет. На место добытой из скважины жидкости в нагретую часть пласта будет поступать «холодная» нефть и прогреваться, тем самым, в течение определенного времени (это время определяется как эффективное время добычи и может составлять от нескольких месяцев до нескольких лет) скважина будет работать с дебитом, превышающим дебит до обработки.

Перечисленные периоды представляют собой один цикл обработки скважины. Циклы могут повторяться несколько раз.

Число циклов обработки варьируется в широком диапазоне. Известны случаи, когда их число достигало 22. В среднем число циклов составляет 3-5. Продолжительность цикла - время с первого дм закачки пара до последнего дня отборов продукции из скважины.

Каждый последующий цикл, как правило, увеличивает содержание воды в продукции скважин, причем от цикла к циклу ее количество приближается к объему закачанного в пласт пара.

Прототипом ПТОС послужил способ [13], заключающийся в закачке через затрубное пространство в скважину газа, конденсирующегося в пластовых условиях в жидкость, не смешивающуюся с нефтью. Отбор нефти проводят через НКТ.

В 1962 г, предложен способ [14], заключающийся в закачке в скважину пара (при давлении 0.7-35.0 МПа) в течение от 5 сут до 10 месяцев (предпочтительно в течение 1-6 месяцев) для прогрева призабойной зоны в радиусе не менее 3 м и добычи продукции при контролируемом противодавлении, с тем, чтобы исключить вторичное испарение конденсата. Период пропитки исключался.

Период паропропитки появился в технологии несколько позже, в 1964 г.

Первоначально обработка призабойной зоны скважин паром стояла в ряду других методов воздействия на призабойную зону (электропрогрев, термохимическое воздействие, прогрев горячей водой и т.п.) с целью очистки ее от отложений парафина, смол и других отложений и, как следствие этого, увеличения коэффициента продуктивности.

В 50-х годах начали промышленное внедрение термических методов разработки, в т.ч. метода ПТВ.

В октябре 1959 г. компания Шелл де Венесуэла временно прекратила закачку пара в проекте вытеснения нефти паром из битуминозных песков в Мин Гранде. Во время закачки пара в пески, залегающие на глубине 165 м, произошел прорыв пара на поверхность. Образовались грифоны, которые продуцировали паром, нефтью и водой. Закачку пара прекратили и для снижения давления разгерметизировали нагнетательные скважины. Последние стали подавать небольшое количество пара и значительные объемы нефти (16-30 м3/сут).

Таким образом, случайно был открыт способ паропропитки или циклические парообработки скважин. Потенциальные возможности этого способа сразу же были оценены не только для месторождений побережья Боливара с нефтью, плотностью 0.966-1.000 г/см3, но и для других районов с подобными нефтями [16]

По другому источнику [17] промышленное применение ПТОС было начато в 1958 г. фирмой ШЕЛЛ на месторождении Иорба Линда в Калифорнии. Вскоре эта программа была расширена и включала 100 скважин.

По третьему источнику [18] ПТОС, как метод, был применен в Техасе в 1931 г, а промышленное распространение получил в начале 60-х годов в Калифорнии.

Вскоре ПТОС стали широко применяться на нефтяных залежах высоковязких нефтей и битумов, особенно в истощенных залежах. Например, благодаря ПТОС значительная площадь месторождения Уилмингтон (США) как бы начала разрабатываться заново (1965 г.). Старое и корродированное

оборудование было заменено новым, увеличили производительность глубинных насосов и скважины, после обработок увеличили дебиты нефти в 5-10 раз [19]

С середины 70-х годов в США ПТОС считается не самостоятельным методом добычи нефти, а важным дополнением к ПТВ [17]. К такому выводу пришли после накопления промышленного опыта разработки многих месторождений в США, Канаде, Венесуэле. Объясняют это тем обстоятельством, что нефтеотдача при применении только ПТОС не превышает 35 % (максимальная нефтеотдача зафиксирована на месторождении Йорба Линда [17]). Тогда как при ПТВ нефтеотдача достигает величины 45-55 % и, в редких случаях, даже 73 % (получена фирмой Гетти Ойл [17]).

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Осипов, Андрей Валерьевич, 2013 год

Литература

1) Максутов P.A. Освоение запасов высоковязких нефтей в России / Р.А.Максутов, Г.И.Орлов, А.В.Осипов// Технологии ТЭК. -2005. -№ 6. - С.36-40.

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

3) Антониади Д.Г. Повышение коэффициента извлечения вязких нефтей термоциклическим воздействием./ Д.Г. Антониади // Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Тюмень. - 1996. - 166 с.

4) Koottungal Leena. 2012 worldwide EOR survey / Leena Koottungal // Oil and Gas Journal. - 2010. - April 2. - PP. 57-69.

5) Moritis Guntis. C02 miscible, steam dominate enhanced oil recovery processes/ Guntis Moritis // Oil and Gas Journal. - 2010. - April 19. - PP. 36-40.

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

7) Антониади Д.Г. Проблемы повышения добычи нефти в условиях месторождений России / Д.Г. Антониади, А.Т. Кошелев, Р.Ф. Исламов, П.А. Пустовой // Нефть. Газ. Новации. - 2010. - №12. - С. 60-63.

8) Урсегов С.О. Опыт внедрения прорывных технологий добычи высоковязкой нефти на пермокарбоновой залежи Усинского месторождения/ С.О. Урсегов, Е.Н Тараскин // II Международный научный симпозиум "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов", (15-16 сент. 2009; Москва): материалы: в 2т./ ОАО «ВНИИнефть». - М., 2009. - Т 1. - С. 5660.

9) Табаков В.П. Термошахтная разработка нефтяных и битумных месторождений / В.П. Табаков, Г.Е. Малофеев, Е.И. Гуров. - М.: ОАО "ВНИИнефть". 2010. - 406 с.

10) Энергетическая стратегия Росси на период до 2030 г. Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. № 1715-р

11) Boberg Т.С. Calculation of the production rate of a thermaly stimulated well / T.C. Boberg, R.B. Lantz // J. of Petrol.Technol. - 1966. - № 12. - PP. 1154-1164.

12) Farouq Ali S.M. Current status of steam injection as a heavy oil recovery method / Ali S.M. Farouq // J. of Can.Petrol.Technol. - 1974. - v. 13. - № 1. -PP. 5468.

13) Пат. 2881838 США кл. 166-40. Heavy oil recovery / R.A. Morse [et al]. -№ 388169; заявл.26.10.1953, опубл. 14.04.1959.

14) Пат. 3292702 США, кл. 166-40. Thermal well stimulation method / T.C.Boberg. - № 178399; заявл. 08.03.1962, опубл. 20.12.1966.

15) Пат. 3330353 США, кл. 166-40. Thermal soak zones by fluidized fractures in unconsolidated, petroleum producing reservoirs / R.A. Flohr. - № 398328; заявл.22.09.1964, опубл. 11.07.1967.

16) Giusti L.E. CSV makes steam soak work in Venezuela field / Giusti L.E. // Oil and Gas J. - 1974 - №4 -PP. 129-136.

17) All S.M. Farouq. Current steamflood field experience / All S.M. Farouq, Robert F.Meldau // "Proceedings of the 53rd annual fall Technical conference and exhibition of the Petr. Eng. of AIME, Houston, Texas, Okt. 1-3. 1978", SPE №7546.

18) Matthews C.S. Steamfiooding / C.S. Matthews / J.Petrol.Technol. - 1983. -vol.35. -№3. -PP.465-471.

19) Теберг Дж. Циклическая закачка пара на месторождении Уилмингтон / Дж. А Теберг., П.Б. Кемп // Инженер-нефтяник. - 1965. - № 4. - PP. 19-27.

20) Повышение нефтеотдачи пластов в результате паротеплового воздействия на залежь // Сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1985. -№ 15.-С. 5-9.

21) Gates С.Р. Steam injection into the D and E zone Tulare formation, South Belridge field, Kern country, California / C.P. Gates, S.W. Brewer // J.Petrol.Technol. - 1975. - № 27. - PP. 343-348.

22) Herrero A.J. The M6 steam drive project desing and implementation / A.J.

Herrero, S.A.Maraven// J. of Can.Petrol.Technol. -1977. -July-September. -PP.63-71.

23) Хэрбек Э.Ф. Основы третичных методов добычи нефти / Э.Ф. Хэрбек, Р.К. Хейнтц, Дж.Р. Хастингс // Инженер-нефтяник. - 1976. -т.48. - № 8. - С. 12-17.

24) Антониади Д.Г. Настольная книга по термическим методам добычи нефти / Д.Г. Антониади, А.Р. Гарушев, В.Г. Ишханов. - Краснодар: "Советская Кубань". - 2000. - 464 с.

25) Грайфер В.И. Некоторые результаты по разработке технико-технологического комплекса с забойным парогазогенератором, работающим на монотопливе / В.И. Грайфер, Р.А. Максутов, Г.И. Орлов, А.В. Осипов, В.А. Сиротко, С.К. Петров // 5-ая международная научно-практическая конференция «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» / ООО «НК «Роснефть»-НТЦ». - Краснодар, 2005. - С. 235-240.

26) Пат. 2363837 Российская Федерация, МКП Е 21 В 43/24. Способ и установка для термогазохимического воздействия на нефтяной пласт и освоения эксплуатационных и нагнетательных скважин / В.И. Грайфер, В.И. Кокарев, Г.И. Орлов [и др.]. - № 2007133297/03; заявл. 05.09.2007; опубл. 10.08.2009.

27) Пат. 3455384 США, МКП Е 21 В 43/20, 21/00. Method of controlling steam injection into a reservoir in the production of hydrocarbons / R.E. Gilchrist [et al]. - № 565171; заявл. 14.07.1966, опубл. 15.07.1969.

28) Патент 3420298 США, кл. 166-40. Avoiding casing damage during direct steam drive oil production / A.J. Cornelius [et al]. - № 658315; заявл 04.08.1967, опубл. 07.01.1969.

29) Патент 3349849 США, МКП Е 21 В 43/24. Thermoaugmentation of oil production from subterranean reservoirs / Ph.J. Closmann [et al]. - № 430613; заявл. 05.02.1965, опубл. 31.10.1967.

30) de Haan, J. H. Early Results of the First Large-Scale Steam Soak Project in the Tia Juana Field, Western Venezuela / J. H. de Haan // J. of Pet. Tech. - Jan. 1969. -PP. 101-110.

31) de Haan, H. J.Performance Analysis of a Major Steam Drive Project—The Tia Juana Field, Western Venezuela / H. J. de Haan, LJ. Schenk // J of Pet.Tech. -Jan. 1961.-PP. 111-120.

32) Buckles R.S. Steam Stimulation Heavy Oil Recovery at Cold Lake, Alberta / R.S. Buckles // SPE 7994, Presented at the California Regional Meeting of SPE, Ventura, CA. - April 1979. -23 p.

33) Lebel J.P. History Match a Mature Cyclic Steam Stimulation Process at Cold Lake / J.P Lebel, R.T. Moriyama // SPE 37549, SPE International Thermal Operations & Heavy Oil Symposium, Bakersfield, California. - 10-12 February 1997. - 19 p.

34) Малофеев Г.Е. Новые данные о применении паротепловых обработок скважин за рубежом / Г.Е. Малофеев // В сб. «Термические и рудничные методы разработки нефтяных месторождений» (семинар на ВДНХ СССР, июль 1966 г.) / ВНИИОЭНГ. - М., 1966, - С. 90-107.

35) Никишина JI.A. Увеличение нефтеотдачи пластов с помощью термических методов / JI.A. Никишина // Обзор зарубежной литературы. Сер. «Добыча». - М.: ВНИИОЭНГ, 1967. - 130 с.

36) Малофеев Г.Е. Применение термических методов воздействия на пласт / Г.Е. Малофеев // Обзор зарубежной литературы. Сер. «Добыча». - М.: ВНИИОЭНГ, 1966. - 106 с.

37) Blevins T.R. The ten pattern steam flood / T.R. Blevins // J. of Pet. Tech. -1979. - vol.31. - PP. 546-552.

38) Глазова B.M. Разработка месторождений тяжелых и высоковязких нефтей за рубежом / В.М. Глазова, Э.А. Дадаева, С.Е. Алферов // Обзор. Информ. Сер. «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ, 1989.-48 с.

39) Burns J.F. A Review of Steam Soak Operations in California / J.F. Burns // J. of Pet. Tech. - January 1969. - PP. 25-36.

40) Rivero R.T. Resteaming time determination. Case history of a steam-soak well in Midway Sunset/ R.T. Rivero// J. of Petroleum Technol. -1975. -vol.27. -PP.665-671.

41) Burns J.F. A review of steam soak operations in California / J.F. Burns // J. of Petroleum Technol. - 1969. - vol.21. - PP. 25-34.

42) Пурэв Адъява. Оценка эффективности вытеснения высоковязких нефтей и битумов теплоносителями / Пурэв Адъява // дис. канд. техн. наук: 25.00.17. / РГУ им. И.М. Губкина. Москва. - 2007. - 177 с.

43) Stokes D.D. Shell makes a success of steam flood at Yorba Linda / D.D. Stokes, T.M Doscher // Oil and Gas Journal. - 1974. - № 35. - PP. 71-76.

44) Clarke D.D. Steam injection into producing wells works for Thums / D.D. Clarke // Oil and Gas Journal. - 1972. - № 36. - PP. 72-73.

45) Тершак У.В. Закачка пара на одном из нефтяных месторождений в ФРГ/ У.В. Тершак// Инженер-нефтяник. - 1967. - № 4. - С. 23-29.

46) Atmosudiro H.W. Steam soak increases recovery in Indonesia / H.W. Atmosudiro // Oil and Gas Journal. - 1977. - № 31. - PP. 104-106.

47) Антониади Д.Г. Пароциклические обработки призабойных зон в нефтяных скважинах / Д.Г. Антониади. - Краснодар: "Совет. Кубань". - 2005. -272 с.

48) Байбаков Н.К. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений / Н.К. Байбаков, А.Р. Гарушев.- М.: «Недра». - 1988. - 343 с.

49) Братин В.А. Опыт применения методов термического воздействия на нефтяной пласт в объединении «Краснодарнефтегаз» / В.А. Брагин, А.Р. Гарушев // ТНТО ВНИИОЭНГ. - 1967. - 40 с.

50) Гарушев А.Р. Термическое воздействие на пласт при разработке месторождений высоковязких нефтей / А.Р. Гарушев // сер. «Добыча», М.: ВНИИОЭНГ. - 1973.- 88 с.

51) Артеменко А.И. Пароциклическое воздействие как один из приоритетов добычи высоковязкой нефти / А.И. Артеменко, В.Е. Кащаев, А.А. Фаткуллин // Нефтяное хозяйство. - 2005.- №6. - С. 113- 115.

52) Чашкин Ю.Г. Проблемы оптимизации технологии циклических обработок скважин теплоносителями / Ю.Г. Чашкин //Нефтяное хозяйство.-1991,-№8.- С. 19-20.

53) Азиз X. Математическое моделирование пластовых систем/ X. Азиз, Э.Сеттари. - Москва-Ижевск: "Институт компютерных исследований". - 2004. -416 с.

54) Бурже Ж. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов/ Ж. Бурже, П. Сурио, М. Комбарну. - М.: Недра. - 1989. - 422 с.

55) Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов / Р. Д. Каневская. - М.Ижевск: ИКИ; НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика». - 2002. - 140 с.

56) Теслюк Е.В. Термогидродинамические основы проектирования разработки нефтяных месторождений при неизотермических условиях фильтрации, обоснование и внедрение энерго- и ресурсосберегающих технологий / Е. В. Теслюк, Р. Е. Теслюк. - М.: Изд. «Грааль». - 2002. - 565 с.

57) Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта / Э. Б. Чекалюк. - М.: Недра, - 1965.-240 с.

58) Crookston H. В. Numerical Simulation Model for Thermal Recovery Process / H. B. Crookston // SPE Journal. - 1979. - Feb. - PP. 37-58. - Trans. - AIME. - 267.

59) Ямбаев M. Ф. Основные особенности термогазового метода увеличения нефтеотдачи применительно к условиям сложнопостроенных коллекторов (на основе численного моделирования) / М. Ф. Ямбаев // дис. канд. техн. наук: 25.00.17 / ОАО «ВНИИнефть». - 2006. - 153 с.

60) Гумерский Х.Х. О распределении тепловой энергии и возможном охлаждении пласта при разработке месторождкений / Х.Х. Гумерский, Г.Е. Малофеев, И.Д. Чоловская // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 1. - С.58-60.

61) Боксерман A.A. Некоторые задачи об определении температурного поля в пластах при нагнетании теплоносителей / A.A. Боксерман, Б.В. Шалимов // Сб. «Теоретические и экспериментальные проблемы рациональной разработки нефтяных месторождений». - Казань: Издательство Казанского университета. -1972.-Часть 1. - С. 145-148.

62) Раковский H.JI. Температурное поле и тепловые потери слоисто-неоднородного пласта при нагнетании теплоносителя / H.JI. Раковский, О.В. Цынкова // Известия АН СССР «Механика жидкости и газа». - 1973. - №2,-С. 1734-180.

63) Раковский H.JI. Влияние слоистой неоднородности пластов на коэффициент вытеснения нефти паром / H.JI. Раковский, C.B. Копанев // Нефтяное хозяйство. - 1982. - №2. - С. 28-32.

64) Иванова М.М. Нефте-газопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа / М.М.Иванова, Л.Ф.Дементьев, И.П.Чоловский. - М.: Недра. - 1992. - 383с.

65) Tarek А.Н. Equations of state and PVT analysis: applications for improved reservoir modeling / A.H. Tarek. - Houston, Texas: Gulf Publishing Company. - 2007. - 549 p.

66) Осипов A.B. Учет влияния слоистой неоднородности пласта (расчлененности) при выборе объектов для паротепловой обработки скважин / А.В.Осипов, Г.Е. Малофеев / 14-я ежегодная конференция НЕФТЬ И ГАЗ САХАЛИНА 2010.

67) Осипов A.B. Изучение влияния расчлененности и песчанистости пласта на эффективность паротепловых обработок призабойной зоны скважин / А.В.Осипов, Г.Е. Малофеев, А.Г. Соломатин, Ю.Н. Ялов // Нефтяное хозяйство. -2011.- №6. -С. 96-99

68) Осипов А. В. Закономерности влияния коэффициентов расчлененности и песчанистости пласта на технологическую эффективность паротепловых обработок призабойной зоны скважин / А.В.Осипов, Г. Е.Малофеев, А.Г.Соломатин, Ю.Н.Ялов // III Международный научный симпозиум "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов", (20-21 сентября 2011; Москва): материалы: в 2 т./ ОАО "ВНИИнефть". - М., 2011. - Т. 1.-С. 150-155.

69) Малофеев Г.Е. Сравнительная оценка формул для расчета нагревания пласта при нагнетании в него водяного пара / Г.Е. Малофеев, Ф.А.Кеннави / Нефтяное хозяйство. - 1969. - № 11. - С 36-40.

70) Малофеев Г. Е. «Закономерности теплообмена пласта с окружающими породами при нагнетании рабочих агентов для увеличения нефтеотдачи» / Г.Е.Малофеев, А.В.Осипов / II Международный научный симпозиум "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов", (15-16

сентября 2009 г; г. Москва): материалы : в 2 т./ОАО "ВНИИнефть". -М., 2009. -Т1 - С. 88-93.

71) Пат. 2435951 Российская Федерация, МКП Е 21 В 43/24 (2006.01). Способ разработки залежи высоковязкой нефти / А.Г. Соломатин , A.B. Осипов , Д.А. Иванов. - № 2010111414/03; заявл. 26.03.2010; опубл. 10.12.2011.

72) Осипов A.B. Повышение технологической эффективности паротепловых обработок скважин путем закачки ненагретой воды после прекращения нагнетания пара / А.В.Осипов // Сб. науч. тр. / ОАО «ВНИИнефть». - 2013. - Вып. 148. - С. 147-160.

73) Временная инструкция по проведению паротепловой обработки призабойной зоны нефтяных скважин. МНП СССР. - 1971. - 56 с.

74) Ивановский В.Н. Оборудование для добычи нефти и газа: в 2 ч. / В.Н. Ивановский, В.И.Дарищев, А.А.Сабиров, В.С.Каштанов, С.С.Пекин. -М: ГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - 2002. - 4.1. - 768 с.

75) Коссов В.В. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (Вторая редакция)/ Коссов В.В., Лившиц В.Н., Шахназаров А.Г. - М.: ОАО «НПО «Изд-во «Экономика». - 2000. - 421 с.

76) Зайнутдинов P.A. Теория и практика экономической оценки повышения эффективности нефтегазодобывающего производства / Р.А.Зайнутдинов, Э.А.Крайнова. - М.: ГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - 2002. -384 с.

77) Соломатин А.Г. Технико-экономическая модель паротепловых обработок скважин / А.Г.Соломатин, А.В.Осипов, Ю.Н.Ялов. // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №9. - С. 66-69.

78) Ялов Ю.Н. Экономика подготовки горячей воды и пара для нагнетания в нефтяные пласты / Ю.Н.Ялов, Т.В.Балашова, Д.С.Корнилаева // Экономика нефятной промышленности / ВНИИОЭНГ. - 1971. - № 8. - С. 23-28.

79) Ялов Ю.Н. Методика определения себестоимости теплоносителей, используемых для закачки в нефтяные пласты / Ю.Н.Ялов, А.С.Фураева // Экономика нефятной промышленности / ВНИИОЭНГ. - 1974. - №6, - С. 29-31.

80) Ялов Ю. Н. Методика расчета экономических нормативов на производство и нагнетание горячей воды (пара) в нефтяные пласты / Ю.Н.Ялов, Г.В.Балашова, Д. С. Корнилаева, А.И.Сергеев // Экономика нефятной промышленности / ВНИИОЭНГ. - 1971. - №7. - С. 27-35.

81) Федоров K.M. Методика расчета и оптимизации парогазоциклического воздействия на призабойную зону пласта / K.M. Федоров, А.П. Шевелев, В.Е. Андреев [и др.] // Изв. вузов. Нефть и газ. - 2005.- №3. - С.42-49

82) Mohammad Tamim. Optimization of Cyclic Steam Stimulation Using an Analytical Model / Mohammad Tamim, S. M. Farouq Ali // SPE 39553. - 1998. - 8 p.

83) Мирзаджанзаде A.X. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределенность / А.Х.Мирзаджанзаде, М.М.Хасанов, Р.Н.Бахтизин. - М.-Ижевск: Институт компьютерных иследований. - 2005. - 368 с.

84) Ермолаев А.И. Модели многокритериального выбора вариантов эксплуатации нефтяных скважин / А.И.Ермолаев, К.А.Бравичев. - М: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - 2005. - 80 с.

85) Ибатуллин Т.Р. Повышение эффективности технологии парогравитационного воздействия и оптимизация ее параметров на основе управления компонентным составом закачиваемого флюида / Т.Р. Ибатуллин // дисс. канд. техн. наук:25.00.17 / РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - 2010. -117с.

86) Урсегов С.О. Пермокарбоновая залежь Усинского месторождения. Интенсификация разработки // С.О.Урсегов, Е.Н.Тараскин // Oil&Gas Journal Russia. - Октябрь 2008,- С.31-39.

87) Осипов A.B. Влияние продолжительности периода добычи нефти на эффективность паротепловых обработок призабойных зон скважин / А.В.Осипов, А.Г.Соломатин // Бурение и нефть. - 2011. - №2. - С.42-44

88) Осипов А. В. Влияние продолжительности периода добычи нефти на эффективность паротепловых обработок призабойной зоны скважин» / А.В.Осипов, А.Г.Соломатин // III Международный научный симпозиум "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов", (20-21

сентября 2011; Москва): материалы: в 2 т./ ОАО "ВНИИнефть". - М., 2011. - Т.2. -С. 99-102.

89) Batycky, J.P. Interpreting Relative Permeability and Wettability From Unsteady-State Displacement Measurements // J.P. Batycky, F.G. McCaffery, P.K.Hodgins, D.B Fisher // SPEJ. - June 1981. - PP. 296-308.

90) Kerig P.D. Relative-Permeability Estimation From Displacement Experiments: An Error Analysis / P.D. Kerig, A.T.Watson // SPE Reservoir Engineering. - March 1986. - PP. 175-182.

91) MacMillan D.J. Automatic History Matching of Laboratory Corefloods to Obtain Relative-Permeability Curves / D.J. MacMillan // SPE Reservoir Engineering. -February 1987. - PP. 85-91.

92) Frizzel D.F. 'Analysis of 15 Years of Thermal Laboratory Data: Ralative Permability and Saturation Endpoint Correlation for Heavy Oils" / D.F.Frizzel // 65th Annual Technical Conference and Exhibition of the SPE, (September 23-26, 1990; New Orleans). - PP 575-583.

93) Технологическая схема опытно-промышленной разработки Южно-Торавейского месторождения // ООО «Газпромнефть НТЦ». - 2009. - 323 с.

94) Bradley Н.В. Petroleum Engineering Handbook/ H.B.Bradley. - Society of Petroleum Engineers. Third Printing. - 1992. - 1824 p.

95) Тарасов А.Г. Система разработки нефтяных месторождений на основе энергосберегающих технологий тепловых методов в комбинации с активными агентами / А.Г. Тарасов // дисс. доктора техн. наук: 25.00.17 / ОАО "ВНИИнефть". - 1997. - 197 с.

96) Раковский H.JI. Тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов / Н.Л.Раковский, А.Г.Соломатин. - М.: ВНИИОЭНГ, 1978. - 50 с.

97) Лебединец Н.П. Особенности разработки нефтяной залежи фундамента месторождения Белый Тигр / Н.П. Лебединец // Геология нефти и газа. - 2002. -№5. С. 18-23.

98) Лебединец Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. / Н.П. Лебединец. - М: Наука, 1997. - 397 с.