Совершенствование разработки месторождений тяжелых нефтей тепловыми методами с использованием горизонтальных технологий: на примере Ашальчинского месторождения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Зарипов, Азат Тимерьянович

• Зарипов, Азат Тимерьянович
• кандидат технических наук
• 2006

Оглавление диссертации кандидат технических наук Зарипов, Азат Тимерьянович

Введение.

1. Геолого-физическая характеристика месторождений нефти и природных битумов Татарстана.

1.1 Геолого-физическая характеристика нефтяных месторождений Татарстана.

1.2 Характеристика остаточных запасов нефтяных месторождений Татарстана.

1.3 Характеристика геологического строения, параметров пласта и неоднородности залежей тяжелых нефтей и природных битумов.

1.3.1 Особенности распространения месторождений тяжелых нефтей и природных битумов на территории Татарстана.

1.3.2 Геологическое строение месторождений тяжелых нефтей и природных битумов.

1.3.3 Особенности геологического строения мелкозалегающих месторождений тяжелых нефтей.

1.3.4 Запасы тяжелых нефтей и природных битумов.

1.4 К вопросу о классификации нефти.

1.5 Геолого-физическая характеристика Ашальчинского месторождения тяжелой нефти.

2 Разработка месторождений тяжелых нефтей и природных битумов тепловыми методами - проблемы и возможные пути их преодоления.

2.1 Влияние высокой вязкости на технологию добычи и возможности применения тепловых методов извлечения высоковязких нефтей.

2.2 Разработка месторождений природных битумов и тяжелых нефтей тепловыми методами с применением горизонтальных скважин.

2.3 Состояние разработки мелкозалегающих месторождений тяжелых нефтей республики Татарстан и проблемы их освоения.

2.3.1 Опыт разработки Ашальчинского месторождения тяжелых нефтей.

2.3.2 Опыт разработки Мордово-Кармальского месторождения тяжелых нефтей.

2.3.2.1 Добыча тяжелой нефти с применением технологии паротеплового воздействия через вертикальные скважины.

2.3.2.2 Добыча тяжелой нефти с применением технологии паровоздушного воздействия.

2.3.2.3 Добыча тяжелой нефти с применением технологии парогазового воздействия.

2.3.2.4 Технология комплексного воздействия с применением термоциклической обработки.

2.3.2.5 Внутрипластовое горение.

2.3.2.6 Применение горизонтальных скважин.

2.4 Пути совершенствования разработки мелкозалегающих месторождений тяжелых нефтей республики Татарстан.

3 Исследование совместного применения горизонтальных скважин и паротеплового воздействия в условиях мелкозалегающих месторождений тяжелых нефтей республики Татарстан.

3.1 Постановка задач по совершенствованию системы разработки.

3.2 Исследование гравитационного дренирования пласта под воздействием пара.

3.2.1 Влияние основных геолого-физических параметров пласта на технологические показатели.

3.2.2 Влияние давления нагнетания на динамику добычи тяжелой нефти.

3.2.3 Влияние степени сухости теплоносителя на добычу тяжелой нефти при технологии «паровой камеры».

3.2.4 Оценка дебита горизонтальных скважин при технологии паровой камеры.

3.3 Оптимизация размещения вертикальных скважин.

3.4 Сквозные горизонтальные скважины.

4 Исследование и разработка методов эксплуатации горизонтальных скважин.

4.1 Способ разработки месторождения высоковязких нефтей.

4.2 Способ разработки нефтебитумной залежи.

4.3 Способ разработки неоднородных залежей высоковязких нефтей и природных битумов.

4.4 Способ разработки послойно- и зонально-неоднородных залежей высоковязких нефтей и природных битумов.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование разработки месторождений тяжелых нефтей тепловыми методами с использованием горизонтальных технологий: на примере Ашальчинского месторождения»

Истощение запасов основных разрабатываемых горизонтов нефтяных месторождений Республики Татарстан заставляет все большее внимание обращать на менее исследованные мелкозалегающие отложения (казанский и уфимский ярусы пермской системы). В последнее время большое внимание уделяется ускоренному вводу в разработку нетрадиционных источников углеводородного сырья.

В ближней и средней перспективе почти все нетрадиционные запасы нефти будут получены в форме сверхтяжелой нефти и битумов. В то время как некоторые эксперты предсказывают стремительное падение добычи традиционной нефти, другие указывают на увеличивающиеся запасы синтетической и обогащенной нефти, полученной из битумов, запасы которых в мире огромны. Те, кто думают, что нас в ближайшем будущем ожидает пиковая добыча нефти, чаще всего не придают серьезного значения роли тяжелой нефти и битумов в мировых запасах нефти, тогда как, в отличие от многих других нетрадиционных источников энергии, тяжелые углеводороды уже сегодня вносят весьма важный вклад в мировые запасы нефти.

Сейчас, когда мир приближается к своей пиковой добыче нефти, пришло время по-новому взглянуть на огромные ресурсы горючих сланцев и битуминозного песка как на источник дешевого топлива.

В настоящее время добыча нетрадиционных источников топлива составляет не более 1 % от мировой добычи нефти, и понятно, что потенциал тяжелых углеводородов далеко не исчерпан. Однако следует отметить, что даже при условии снижения затрат и повышения эффективности, более низкое качество и относительно высокие затраты, связанные с добычей тяжелых углеводородов делают разработку тяжелых нефтей крайне чувствительной к нефтяным ценам. Природа битумов, сверхтяжелых нефтей и горючих сланцев такова, что они характеризуются длительным периодом разработки и длительным периодом окупаемости.

В мае 2003 г. на семинаре ассоциации в Париже (институт Франс де Пет4 роль) президент Оливьер Апперт заявил, что к 2010 году нам потребуется увеличить добычу на 60 млн. барр/сутки, чтобы удовлетворить возросшие потребности. В любом случае битуминозные песчаники могут сделать падение добычи менее заметным.

Пьер-Рене Бакиз, специальный советник председателя Тоталь СА, считает, что мировая добыча нефти достигнет своего пика к 2020 году и составит 100 млн. барр/сутки, «а не 120-130 млн. барр/сутки, как утверждает МЭА», после чего снизится до 25 млн. барр/сутки к 2100 году. В свете этого сверхтяжелая нефть может лишь смягчить переход к «полке добычи» (2015-2030гг.), но никак не компенсировать нехватку традиционных углеводородов, заявил далее эксперт. «Потенциальная добыча из Атабаски и Ориноко также не сможет компенсировать нехватку. Таким образом, тяжелые нефти не смогут «закрыть брешь», они могут лишь замедлить спад». [ 1 ]

Два самых крупных в мире месторождения - это месторождения тяжелой нефти в районе Ориноко (Orinoco Belt) в Западной Венесуэле и битумы битуминозного песка на восточном склоне бассейна западной Канады, общие начальные запасы нефти которых составляют 3600 млрд. бар. в пласте; в зависимости от развития технологии извлекаемые запасы составляют порядка 900 - 12 млрд. бар. Для сравнения текущие мировые запасы традиционной нефти составляют 952 млрд. бар. нефти по подсчетам Геологической Службы США. [ 2 ] При условии разработки всего Ориноко можно добыть максимум 60 млрд. баррелей в течение следующих 30 лет. Другими словами, реальный вклад Ориноко в течение следующего десятилетия, 2010-2020 гг., будет не более 3 млн. баррелей. То же самое справедливо в отношении Атабаски. По официальным канадским прогнозам, Атабаска может дать менее 2 млн. баррелей в течение 2010-2020 гг. Это, конечно, немало, но не спасет мир, если добыча неближневосточной нефти начнет снижаться, скажем, на 1 млн. барр/сутки в год.

Все сложности, с которыми приходится сталкиваться компаниям, занимающимся тяжелыми углеводородами, только играют на руку сторонникам теории о пиковой добыче нефти, которые утверждают, что ограничения, связанные с добычей тяжелых углеводородов, не дадут тяжелой нефти занять ме5 сто легкой нефти, когда встанет вопрос о нетрадиционных источниках энергии.

Пьер-Рене Бакиз заявляет: «Все проекты по добыче, основанные на гравитационном режиме с паротепловым воздействием, используют природный газ для производства пара для закачки. Объем газа, который потребуется для добычи из Атабаски того объема тяжелых углеводородов, который, по мнению вашего журнала, имеется в Канаде, в два-три раза превосходит известные запасы газа в Канаде. Что, Канада собирается импортировать сжиженный газ или закупать газ в Аляске для того, чтобы перевести свои неизвлекаемые ресурсы в запасы? Маловероятно. Единственное, на мой взгляд, возможное решение - использовать действующие ядерные реакторы для производства пара, но практическая реализация этой идеи в далекой перспективе».

По мнению г-на Альбрандта из Геологической службы США геополитические соображения могут оказаться наиболее влиятельной силой, которая окажет влияние на развитие отрасли в предстоящие десятилетия.

Тяжелые нефти, битуминозные пески и другие нетрадиционные источники энергии, несомненно, будут играть всё более важную роль, что обусловлено многими факторами. Во-первых, это меньший геологический риск, связанный с их разработкой, а значит и меньший экономический риск. Далее, нетрадиционные нефти не входят в квоты ОПЕК, и значит, есть экономические стимулы для их разработки. Совершенно ясно, что тяжелые нефти и битумы будут играть огромную роль, в том числе и с точки зрения добычи в регионах, не Связанных с политическими рисками». [ 1 ]

Перспективы поддержания достигнутого уровня добычи нефти в Татарстане в значительной степени связаны с вводом в разработку мелкозалегающих месторождений и залежей тяжелых нефтей и природных битумов.

На территории Татарстана имеются большие запасы тяжелых нефтей и природных битумов, являющихся одним из важнейших перспективных источников углеводородного сырья. Эти запасы сосредоточены на сравнительно небольшой глубине, однако относятся к трудноизвлекаемым. Тяжелые нефти ха-растеризуются плотностью более 901 кг/м , высокой вязкостью, которая повышается по мере увеличения плотности, низким водородо-углеродным отноше6 нием, а также значительным содержанием серы, асфальтенов и тяжелых металлов. Эти факторы усложняют проблему добычи и переработки, однако, объем их запасов заслуживает того, чтобы исследовать задачи по совершенствованию существующих и созданию новых способов извлечения.

В настоящее время в Канаде, Венесуэле, США и ряде других стран ведутся интенсивные работы по совершенствованию технологических процессов и созданию новых технических средств добычи тяжелых нефтей и природных битумов. На территории республики Татарстан проводятся опытно-промышленные работы по отработке скважинного способа добычи на двух месторождениях тяжелой нефти - Мордово-Кармальском и Ашальчинском с целью определения оптимальных условий разработки. Опыт скважинного способа разработки месторождений тяжелых нефтей Республики Татарстан показывает, что выработка продуктивного пласта вертикальными скважинами характеризуется низкой степенью охвата воздействием. В элементах в среднем работают 23 скважины, остальные ввиду отсутствия связи с нагнетательной скважиной простаивают или переводятся на циклическую эксплуатацию.

Опыт показывает, что при разработке тепловыми методами необходимо решать следующие основные задачи: обеспечение приемистости, создание гидродинамической связи между скважинами, создание избыточного пластового давления, контроль выноса песка. Для решения задачи наиболее полного охвата тепловым воздействием запасов высоковязкой нефти и природных битумов основная роль отводится регулированию разработки.

В настоящее время рентабельная разработка месторождений тяжелых малоподвижных и высоковязких нефтей и природных битумов - достаточно сложная проблема и это еще одна причина интереса к тяжелым нефтям: необходимо проведение научно-исследовательских и опытных работ. Учитывая геологические запасы высоковязких нефтей и природных битумов, широкий диапазон пластовых условий, трудности добычи, понятно, что необходим целый комплекс методов и технологий добычи тяжелых нефтей и природных битумов за счет внедрения принципиально новых высокоэффективных систем разработки с применением вертикальных и горизонтальных скважин, что снизит риск полу7 чения неудовлетворительных результатов и связанных с этим экономических потерь при внедрении метода.

В связи с этим проблема совершенствования разработки месторождений тяжелых нефтей и природных битумов приобретает особую актуальность.

Цель работы

Исследование процесса вытеснения тяжелых нефтей и совершенствование разработки месторождений тяжелых нефтей и природных битумов совместным применением горизонтальных скважин и тепловых методов с целью увеличения коэффициента нефтеизвлечения.

Задачи исследований

1. Изучение особенностей геологического строения мелкозалегающих залежей тяжелых нефтей и природных битумов, влияющих на выбор рациональной системы разработки.

2. Анализ, исследование и совершенствование систем размещения скважин и способов извлечения тяжелых нефтей и природных битумов.

3. Создание новых технологических решений задачи увеличения охвата пласта воздействием при закачке пара.

4. Обеспечение полноты извлечения природного углеводородного сырья в различных геолого-физических условиях из залежей тяжелых нефтей и природных битумов с использованием комплексных технологий.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались на основе научного анализа и обобщения опыта разработки и эксплуатации месторождений тяжелых нефтей Татарстана, исследований особенностей теплового воздействия с применением программ численного математического моделирования процессов многофазного течения флюидов и проведением опытно-промышленных работ в промысловых условиях.

Научная новизна

Установлена степень влияния основных геолого-физических параметров пласта на показатели разработки при размещении горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, параллельных друг другу и совпадающих в плане, на различных расстояниях. Определено, что наибольшее влияние на эффективность технологии «паровой камеры» оказывает проницаемость продуктивного пласта.

Получена зависимость коэффициента нефтеизвлечения от объема закачанного пара при различных давлениях нагнетания для условий месторождений тяжелых нефтей, залегающих на глубинах 70-250 м.

Дано теоретическое объяснение явлению изменения дебита горизонтальной добывающей скважины с развитием «паровой камеры», при этом динамика добычи увязана со стадией разработки.

Теоретическими расчетами показано, что для повышения эффективности технологии «паровой камеры» после создания гидродинамической связи между нагнетательной и добывающей горизонтальными скважинами необходимо перейти с максимально возможного давления нагнетания на поддержание пластового давления равным гидростатическому.

Защищаемые положения

1. Принципы размещения горизонтальных скважин при тепловых методах воздействия на мелкозалегающих залежах тяжелых нефтей и природных битумов, выбора месторасположения горизонтальных стволов.

2. Методические решения задачи увеличения охвата пласта воздействием путем закачки пара, изменения интенсивности системы теплового воздействия во времени при технологии «паровой камеры».

3. Новые технологические решения скважинной разработки мелкозалегающих месторождений тяжелых нефтей и природных битумов.

Практическая ценность

Автором исследованы особенности разработки мелкозалегающих место9 рождений тяжелых нефтей Татарстана и созданы технологии и способы разработки, позволяющие уменьшить затраты на добычу, выбрать оптимальные параметры закачки и отбора продукции, увеличить охват пласта, эффективно использовать горизонтальные скважины совместно с вертикальными, сократить энергозатраты, повысить конечный коэффициент нефтеизвлечения и, в результате, увеличить эффективность разработки месторождений тяжелых нефтей.

К таким результатам относятся:

1. Способ разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов горизонтальными скважинами с выходом на поверхность;

2. Совершенствование системы разработки Ашальчинского месторождения;

3. Разработка номограммы для оценки дебита горизонтальных скважин.

Решена задача оптимизации параметров процесса вытеснения тяжелой нефти теплоносителями на примере шешминского горизонта Ашальчинского месторождения. На основе многовариантных расчетов показано, что наиболее перспективными для реализации являются варианты со следующими значениями управляющих параметров:

- система расстановки скважин на залежи: бурение добывающих горизонтальных скважин параллельно рядам вертикальных нагнетательных скважин;

- определено оптимальное расстояние равное 5-7 м между двумя параллельными горизонтальными стволами, пробуренными друг над другом;

- определены принципы регулирования режима эксплуатации горизонтальных скважин, пробуренных параллельно относительно друг друга по вертикали;

- режим нагнетания: на начальном этапе давление на уровне гидроразрыва (до 0,8 от горного давления), после создания гидродинамической связи - переход на давление нагнетания, равное гидростатическому;

- температура закачиваемого в пласт теплоносителя: 180 °С;

- объем тепловой оторочки: 1,7 объема пор пространственного элемента системы расстановки скважин.

Основные положения диссертационной работы использовались при со

10 ставлении технологических схем разработки Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений тяжелых нефтей Татарстана. Разработан, защищен патентом (в соавторстве) и реализуется на Ашальчинском месторождении тяжелой нефти технологический процесс теплового воздействия на пласт (технология «паровой камеры») с использованием горизонтальных скважин с выходом на поверхность. Техническая новизна предлагаемых способов подтверждена 3 патентами РФ.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались автором на международных научных конференциях: «Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения» (г. Казань, 2005 г.) и «Природные битумы и тяжелые нефти Росси» (г. Санкт-Петербург, 2006 г.), «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» посвященной 10-летию НК «Роснефть» (г. Геленджик, 2005 г.); научно-технической конференции, посвященной 50-летию ТатНИПИнефть (г. Бугульма, 2006 г.); межрегиональном совещании «Роль новых геологических идей в развитии «старых» нефтедобывающих регионов в первой четверти XXI столетия» (г.Казань, 2003 г.); на межрегиональной научно-практической конференции посвященной 60-летию начала разработки месторождений нефти в Татарстане (г. Альметьевск, 2003 г.), на семинаре молодых специалистов ОАО «Татнефть» по теме «Проблемы геологии и разработки трудноизвлекаемых запасов в терригенных и карбонатных коллекторах» (г. Бугульма, 2005 г.), на молодежной научно-практической конференции ОАО «Татнефть» (г. Бугульма, 2006 г.).

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Зарипов, Азат Тимерьянович

Результаты исследования путем численного моделирования технологии «паровой камеры» представлены на рисунке 3.13, где показана зависимость коэффициента нефтеизвлечения и паронефтяного фактора от степени сухости теплового агента.

Рисунок 3.13 - Зависимость коэффициента нефтеизвлечения и паронефтяного отношения от степени сухости теплоносителя при технологии «паровой камеры» Сравнение вариантов расчета по использованию различных тепловых агентов показывает, что наиболее предпочтительны варианты использования пара степени сухости более 0,8 д.ед., обеспечивающие наилучший результирующий технологический эффект - наибольшее количество добытой нефти (коэффициент нетфеизвлечения) и наименьшее количество затраченного пара на добычу одного м нефти.

На результирующие показатели оказывают влияние два фактора. Во-первых, в варианте с закачкой пара высокой степени сухости (более 0,8 д.ед.) величина удельной теплоты парообразования оказывается больше, в результате чего этому случаю соответствует более быстрое образование и распространение в пласте паровой камеры.

Во-вторых, эффективность процесса зависит от плотности агента воздействия - пар высокой степени сухости, имеющий значительно меньшую плотность по сравнению с паром меньшей степени сухости или горячей водой (рисунок 3,14), будет стремиться вверх и, прогревая верхнюю часть пласта, конденсироваться, а затем вытеснять разогретую нефть вниз к добывающей скважине, тогда как горячая вода с плотностью близкой и выше плотности нефти будет препятствовать стоку к ней нефти.

Теоретическая кривая плотности теплоносителя и разницы масс нефти и теплоносителя в зависимости от степени сухости теплоносителя приведена на рисунке 3.14.

О 0 1 0.2 0.3 0.4 05 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Д.еД. Рисунок 3.14 - Плотность теплоносителя и разницы масс нефти и теплоносителя в зависимости от степени сухости теплоносителя Приведенная зависимость плотности теплоносителя имеет тенденцию к уменьшению с увеличением степени сухости агента. Нагретое вещество, в нашем случае пар высокой температуры, имеет меньшую плотность и, под действием архимедовой силы, будет перемещаться относительно нефти, плотность которой с увеличением температуры снижается незначительно, вверх. Направление силы, а, следовательно, и конвекция, противоположно направлению силы тяжести.

Таким образом, чем меньше плотность теплоносителя, тем больше разница в весе между нефтью и агентом воздействия и больше занимаемый им объем в пласте, и тем существенно эффективнее используются гравитационные эффекты, что является результирующим условием успешности технологии «паровой камеры».

3.2.4 Оценка дебита горизонтальных скважин при технологии паровой камеры

Прогноз добычи нефти тепловыми методами в основном делается на основе результатов предварительного моделирования процесса, для чего необходимо детальное изучение геологического строения пласта, параметров пласта и флюида. Более того, построение геолого-гидродинамических моделей трудоемко и требует достаточно много времени. Чтобы иметь возможность оценки дебита горизонтальных скважин, расположенных по схеме «паронефтяной ванны» в условиях конкретного месторождения и с целью принятия решения о необходимости оценки технологии на подробной геологической модели необходимо оценить дебит скважин при известных среднестатистических параметрах месторождения.

Целью является изучение процессов добычи тяжелых нефтей путем применения технологии «паронефтяной ванны», использование которой началось, в частности, на Ашальчинском месторождении тяжелой нефти.

Для оценки перспектив успешности технологии «паронефтяной ванны» необходим предварительный расчет значений дебита скважин при каждом конкретном наборе геолого-гидродинамических и технологических режимов разработки. Такой расчет значений дебитов скважины может быть произведен как с помощью программных комплексов гидродинамического моделирования, к числу которых относится комплекс CMG одноименной канадской компании, так и путем применения аналитических методов на основе известных зависимостей. К числу таких зависимостей относится формула Батлера [ 70, 79 ]: жины, м; ш - пористость продуктивного пласта, д.ед.; AS,, - изменение нефте

3.1) где QH - дебит нефти добывающей скважины, м3/сут; LCKB - длина ствола скванасыщенности пласта, д.ед.; к - проницаемость продуктивного пласта, мкм2; а - коэффициент температуропроводности продуктивного пласта, м /с; Н - высота «паровой камеры», образующейся при нагнетании пара, м; рн - плотность нефти, кг/м3; цн(т) - функция зависимости вязкости нефти от температуры, мПа*с.

Номографирование уравнения 3.1 относится к простейшим задачам номографии, поскольку представляет собой в конечном счете произведение функций, каждая из которых зависит только от одной переменной [ 129 J.

На основе формулы 3.1 построена номограмма, представленная на рис. 3.15, которая позволяет быстро определять значения дебитов скважины при той или иной комбинации значений параметров, входящих в формулу.

На этой номограмме вертикальным линиям соответствуют линии равных значений входных параметров - температуры прогрева пласта, температуропроводности, значений высот «паровой камеры», проницаемости продуктивного пласта, изменения нефтенасыщенности, пористости пласта, длины горизонтального ствола скважины.

Каждая из групп вертикальных линий имеет пометки с интервалом значений переменных параметров.

Линии зависимости вязкости нефтей с соответствующими плотностями вырождены в линии частного от деления плотности на вязкость, т.е. в линии функций вида:

3.3) где р - плотность нефти (кг/м3); ц(т) - функция зависимости вязкости нефти от температуры.

Определим по полученной номограмме теоретический дебит горизонтальных скважин, расположенных по схеме «паровой камеры» в условиях Ашальчинского месторождения тяжелой нефти. Используем следующие значения переменных параметров:

- начальная пластовая температура - 8 °С;

- вязкость тяжелой нефти в пластовых условиях - 38700 мПа*с, плотность 956 кг/м3;

- коэффициент температуропроводности - 3,4-10"7 м2/с;

- температура прогрева пласта - 180 °С (взято исходя из возможностей парогенератора, используемого в настоящее время);

- толщина продуктивного пласта - от 15 м (минимальная предельная толщина применения данной технологии) до 30 м (максимальная толщина продуктивного пласта);

- проницаемость продуктивного пласта - 2,6 мкм2;

- изменение нефтенасыщенности - 47,7 % (по результатам лабораторных исследований данной технологии на керновом материале Ашальчинского месторождения);

- пористость продуктивного пласта - 0,30 д.ед.;

- длина горизонтального ствола - весь диапазон, приведенный на номограмме.

Теоретический дебит одной пары горизонтальных скважин, расположенных по схеме «паровой камеры», в условиях однородного пласта составляет: 7

- при высоте паровой камеры 15 м - от 20 м /сут при длине горизонтального ствола 100 м до 150 м"/сут при длине горизонтального ствола 1000 м;

- при высоте паровой камеры 30 м - от 35 м'/сут при длине горизонтального ствола 100 м до 350 м /сут при длине горизонтального ствола 1000 м.

Таким образом, теоретические дебиты при использовании данной технологии являются оптимистичными для постановки задачи подробного изучения данной технологии на основе геолого-гидродинамической модели, учитывающей неоднородность строения продуктивного пласта.

В настоящее время дебит горизонтальных скважин Ашальчинском месторождении с выходом на поверхность, находящихся в стадии освоения, составляет 7-10 м /сут, что согласуется с результатами оценки по номограмме потенциального дебита при длине горизонтальной части ствола 100 м.

Плотность 973 у з эве^Тт' нефти , кг/м"

300

1 л : ' . . . . . ш ■ i -::::

-А 1 1 -:::: г'.-; у -i i Hi

2 46010

Температура прогрева пласта, °С ш. ч

Коэффициент температурил ровили ости а, * 10"' мг/сск

5 10 20 40

Н - высота мировой камеры,м

0.01 0.1

Проницаемость, мкм!

0 2 0.4 0.8 0.6

0.1 0.3 0.2 0.4

ASM -Изменение нефтеиасышенности, д.ед. И- пористость, д.ед

100 500 Ю00

L - длила ствола скважины, м

4263 Ж

500 В ш5 11

Дебит неф та, м3/сут

Рисунок 3.15 - Номограмма оценки дебита горизонтальных скважин пробуренных друг под другом параллельно по вертикали Г

3.3 Оптимизация размещения вертикальных скважин

Важным направлением совершенствования технологии паротеплового воздействия в целях повышения нефтеотдачи пласта является использование вертикальных скважин совместно с горизонтальными.

Пригодность метода воздействия, выбранного с учетом геолого-физических, технологических, технических и экономических факторов, определяется путем математического моделирования, затем пилотных промышленных исследований с последующим переходом на опытно-промышленное испытание. Общая продолжительность выбора и отработки технологии нефтеизвлечения на конкретном объекте может достигать 20 лет и требовать крупных затрат.

Для гидродинамических расчетов с целью прогнозирования основных технологических показателей разработки вертикальными скважинами совместно с горизонтальными скважинами был использован трехмерный трехфазный программный комплекс STARS компании CMG (Канада).

Для исследования был построен ЗЭ-каркас с размерностью 70x280 метров по горизонтали и 25 метров по вертикали. Ячейка имеет размер 5x5x5 м. В результате общее количество ячеек составило 4275, с размерностью ЗЭ-сетки 15x57x5.

Выбор размерности объясняется следующим. Расстояние между рядами вертикальных скважин составляет 70 м. Длина горизонтального ствола задавалась исходя из возможностей бурения (не более 300 м) и принята равной 280 м для охвата 10 вертикальных скважин, расположенных в два ряда по 5 скважин (рисунок. 3.16).

Все варианты разработки, которые были просчитаны в программе CMG, могут быть классифицированы по следующим параметрам:

1) бурение параллельно рядам вертикальных скважин горизонтальной скважины на расстоянии 5, 15 и 35 м относительно ближайшего ряда;

2) бурение между рядами вертикальных скважин одной пары горизонтальных скважин (технология «паровой камеры» или ТГ1К) на расстоянии 5, 15 и 35 м относительно ближайшего ряда.

Oil Saturation 2007-01 -01 К layer: 5

T—I—I—I—I I I |—I I 1 I—I—I—I I I |—I—I—I—I—I—I—1—I—I—|—I—I—I—I—I—1—I—I—I—[—|—I—I—I—г -100 0 100 200

Producer 2

Рисунок 3.16 - Распределение нефтенасыщенности (3D и вид сверху) В каждом варианте рассматривались 2 подварианта. В первом варианте: а) горизонтальная скважина пускалась на отбор продукции, закачка велась в вертикальные скважины; б) в горизонтальные скважины велась закачка, а из вертикальных скважин - отбор продукции.

Во втором варианте: а) в вертикальные скважины велась закачка; б) из вертикальных скважин велся отбор продукции.

Для сопоставления расчетов также был просчитан 3 вариант - бурение дополнительных вертикальных скважин в центре между двумя рядами, причем рассматривался подвариант а - закачки в центральный ряд скважин и отбор из крайних двух рядов и подвариант б - закачка в крайние ряды вертикальных скважин и отбор из центральной. Дополнительно рассмотрен вариант одной пары горизонтальных скважин в краевом слое без вертикальных скважин.

Результаты расчетов при условии отключения нерентабельных скважин при достижении 98 % обводненности представлены в таблице 3.1.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основе научного анализа и обобщения опыта разработки и эксплуатации мелкозалегающих месторождений тяжелых нефтей Татарстана, исследований особенностей теплового воздействия с применением программ численного математического моделирования процессов многофазного течения флюидов и проведением опытно-промышленных работ в промысловых условиях, разработаны научно-обоснованные технологические решения эффективной разработки мелкозалегающих месторождений трудноизвлекаемых запасов нефти.

Результаты проведенной работы можно кратко резюмировать следующим образом:

1. Предложены технологические параметры систем разработки с использованием горизонтальных скважин совместно с вертикальными скважинами при разработке Ашальчинского месторождения.

2. Определены принципы размещения горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, параллельных друг другу и совпадающих в плане. Установлено оптимальное расстояние между двумя параллельными горизонтальными стволами, равное 5-7 м.

3. Определена динамика изменения интенсивности системы теплового воздействия во времени для условий мелкозалегающих месторождений Татарстана. Установлено, что для увеличения эффективности разработки залежей, содержащих тяжелые нефти типа Ашальчинского, с помощью закачки в пласт теплоносителя, процесс разработки на начальном этапе должен вестись с максимально возможным давлением нагнетания в пласт пара. После создания гидродинамической связи между нагнетательной и добывающей горизонтальными скважинами целесообразно перейти на поддержание пластового давления равным гидростатическому, Реализация указанных рекомендаций позволит оптимизировать процесс добычи тяжелых нефтей шешминского горизонта Ашальчинского месторождения по совокупности следующих целей:

- максимизация энергетической эффективности (снижение паронефтяного отношения на 35 %);

- максимизация технологической эффективности.

4. Определены основные критерии эффективного использования пары горизонтальных скважин, пробуренных параллельно одна под другой.

5. Получена зависимость между дебитом нефти и длиной горизонтального ствола для различных геолого-физических характеристик продуктивного пласта.

6. Показана перспективность создания системы разработки месторождений тяжелых нефтей горизонтальными скважинами с выходом на поверхность.

7. Предложены технические и технологические решения по совершенствованию разработки месторождений тяжелых нефтей и природных битумов, позволяющие ускорить и увеличить охват пласта прогревом, повысить темп отбора, степень нефтеизвлечения и сократить энергетические затраты на проведение процесса теплового воздействия.

8. Методические положения и технологические решения, приведённые в диссертационной работе, использованы при составлении технологических схем разработки Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений тяжелых нефтей республики Татарстан.

9. Техническая новизна решений защищена 4 патентами.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Зарипов, Азат Тимерьянович, 2006 год

1.Williams В. Heavy hydrocarbons playing key role in peak-oil debate, future energy supply. Oil & Gas Journal, July 28, 2003

2. Etherington J.R., McDonald I.R. Is bitumen a petroleum reserve? SPE paper 90242.

3. Пермские битумы Татарии / Под ред. В.И. Троепольского. Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 1976. - 223 с.

4. Акишев ИМ. Условия залегания, основные закономерности распространения и особенности строения скоплений битумов пермских отложений ТАССР // Геология битумов и битумовмещающих пород. М.: ИГиРГИ, 1979. - С. 5965.

5. Геолого-геохимические основы освоения битумных месторождений среднего Поволжья / Б.В. Успенский, А.Э. Бадгмшин, Г.А. Ильина, Н.П. Лебедев. Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 1988. - 124 с.

6. Акишев И.М., Волков Ю.В., Гилязова Ф.С. Запасы и ресурсы природных битумов Татарской ССР // Тр. Всесоюзн. конф. по проблемам комплексного освоения природных битумов и высоковязких нефтей, Казань: Таткнигоиз-дат, 1992.-С. 21-26.

7. Акишев ИМ. Условия залегания, основные закономерности распространения и особенности строения скоплений битумов пермских отложений ТАССР // Геология битумов и битумовмещающих пород. М.: ИГиРГИ, 1979. -С. 59-65.

8. Ханин А.А. Основы учения о породах коллекторах нефти и газа М., «Недра», 1965, с 145-150

9. Акишев И.М., Шалин П.А. Строение битумных залежей Мордово-Кармальского и Ашальчинского месторождений Тр. ТатНИПИнефть, вып. XXXIV, Куйбышев, 1976, с 15-19

10. Боровский М.Я. Геофизические поиски локальных скоплений природных битумов. В сб. Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения. Материалы научной конференции. Казань: Изд-во Казанского университета, 2005. - с. 47-48

11. Альметьевск: АО «Татнефть», 1985. С. 99-101.

12. Троепольский В.И., Эллерн С.С. Геологическое строение и нефтеносность Аксубаево-Мелекесской депрессии. Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 1964.- 658 с.

13. Мухаметшин Р.З. Условия образования нижнекаменноугольных эрозионных врезов Татарии и влияние их на нефтеносность // РНТС. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика. № 3. - М.: ВНИИОЭНГ, 1981. - С. 9-13.

14. Арефьев Ю.М., Войтович Е.Д. и др. Закономерности размещения залежей, оценка прогнозных ресурсов битумов и их запасов с учетом коэффициента подтверждаемости и возможных методов извлечения. КГЭ ТГРУ АО «Татнефть», Казань, 1994.

15. Подготовка к освоению месторождений природных битумов Республики Татарстан. Р.С. Хисамов, Н.С. Гатиятуллин, И.Е. Шаргородский. // Нефтяное хозяйство. 2006. - № 2. - С. 43-46

16. Петров Г. А. Оценка реальных запасов битумов на месторождениях Татарии с учетом эколого-экономических условий их размещения, ГПК ПО "Татнефть", Альметьевск, 1991.

17. Шаргородский И.Е., Зинатова М.Ф., Казаков Э.Р. Создание картографической базы «Залежи природных битумов». КГЭ ТГРУ АО «Татнефть», Казань, 2000.

18. Кувшинова Н., Москвин А. Битумы заждались. Нефть России. -2003.3.

19. Комиссия ООН предлагает разработать единую классификацию запасов углеводородного сырья МПР РФ Москва // Нефтегазовое обозрение, 4-10 октября 2002 г., том 11, выпуск 40 (555).27. «Oilweek», 1980, v.31, № 34, p.l 1

20. Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов. РД 39-1-159. М.: Мин-нефтепром, 1979. 27 с.

21. Позднышев Г.Н., Мажуров Р.И., Сидурин Ю.В. Особенности подготовки тяжелых высоковязких нефтей. М., 1983. - 36с - (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. «Нефтепромысловое дело»; Вып. 9 (58).

22. Халимов Э.М., Климушин ИМ., Фердман Л.Н. Геология месторождений высоковязких нефтей СССР: Справ, пособие. М: Недра, 1987. -174 с.

23. Временная инструкция по применению классификации запасов месторождений и прогнозных ресурсов природных нефтяных битумов Москва, ГКЗ при СМ СССР, 1985.

24. Bestougeff М., Burolett P.F., Byramjee R.J. Heavy crude oils and their classification // Proc. of the 2nd International conference «The Future of Heavy Crude and Tar Sands». Caracas, 1982 - P. 12-16.

25. Дияшев Р.Н. О классификации и определениях нафтидов // Международная конференция «Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов (добыча и переработка)». 4-8 октября 1994, Казань. - Т 1 - С. 86-113.

26. Diyashev R.N. On Classification and Definitions of Hydricarbons // 61'1 UNITAR International Conference on Heavy Crude and Tar Sands Houston, Texas, February 12-17, 1995.

27. WPC Study yields reserves classification nomenclature // OWJ, Nowember 21, 1983.-P. 59-62.

28. M.M.Boduszynski, C.E.Rechsteiner, A.S.G.Shafizaden, R.M.K.Carlson. Composition and Properties of Heavy Crudes. Proceedings of 7th UNITAR International Conference on Heavy Crude and Tar Sands. Beijing, China, October 27-30, 1998, pp.1867-1878.

29. Diyashev R.N. On Classification and Definitions of Hydricarbons // 6th UNITAR International Conference on Heavy Crude and Tar Sands Houston, Texas, -February 12-17, 1995.

30. Proceedings of 7th UNITAR International Conference on Heavy Crude and Tar Sands. Beijing, China. October 27-30, 1998

31. Природные битумы дополнительный источник углеводородного сырья. Сборник научных трудов. -М.: изд. ИГиРГИ, 1984, 172 с.

32. Внутрипластовое горение с заводнением при разработке нефтяных месторождений. М., Недра, 1974. (ВНИИ. Труды, вып. LVIII)

33. Губкин И.М. и др. К вопросу о рациональной разработке нефтяных месторождений

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

35. Рубинштейн JI. И. О температурном поле пласта при нагнетании в пласт горячего теплоносителя. Уфа: Башгосиздат, 1958. - С. 9.

36. Чекалюк Э. Б. Температурный профиль пласта при нагнетании теплоносителя в скважину // Нефтяное хозяйство. 1955. - № 4. - С. 4.

37. Малофеев Г. Е. К расчету распределения температуры в пласте при закачке горячей воды в скважину // Нефть и газ. 1960. - № 7. - С. 5

38. Желтов Ю. П. О вытеснении нефти из пластов движущимся фронтом горения. М.: Недра, 1968.

39. Чарый И. А. Нагревание призабойной зоны при закачке горячей жидкости в скважину // Нефтяное хозяйство. 1953. - № 2. - С. 3.

40. Боксерман А. А., Раковский Н. Л., Глаз И. А. и др. Разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВИНИТИ, 1975 - Т. 7. - 87 с.

41. Раковский H.JI. Тепловая эффективность нагнетания теплоносителей в слоисто-неоднородные пласты // Нефтяное хозяйство. 1982. - № 11. - С.З.

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

43. Байбаков Н. К., Гарушев А. Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М: Недра, 1988. - 344 с.

44. Мустаев Я. А., Мавлютова И. И., Чеботарев В. В. Влияние температуры на коэффициент вытеснения нефти водой // Нефть и газ. 1970. - № 11.-С. 65-68.

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

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

47. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1988. - 422 с.

48. Вахитов Г. Г., Алишаев М. Г. Влияние температуры нагнетаемой воды на нефтеотдачу // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 8. - С. 29 - 32.

49. Кочешков А. А., Тарасов А. Г. О коэффициенте вытеснения нефти повышенной вязкости горячей водой / РНТС. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1976, - № 8. - С. 43-45.

50. Кочешков А. А., Хомутов В. И., Лисицын В. Н. Исследование влияния различных факторов на процесс вытеснения нефти теплоносителями / Научно-технический сборник по добыче нефти, ВНИИнефть. М.: Недра, 1971. - Вып. 41. - С. 99-108.

51. Толстов Л. А. О влиянии температуры на нефтеотдачу при вытеснении нефти водой // Нефтяное хозяйство. 1965. - № 6. - С. 38-42.

52. Кудинов В. И., Колбиков В. С. Создание и промышленное развитие технологий нагнетания теплоносителя на залежах нефти со сложной геологической характеристикой // Нефтяное хозяйство. 1993. -№11. -С. 4.

53. Боксерман А. А., Якуба С. И. О некоторых особенностях процесса вытеснения нефти теплоносителями из слоисто-неоднородного пласта // Труды ВНИИнефть. М., 1979. - Вып. 69. - С. 9.

54. Абасов М. Т., Абдуллаева А. А., Алиева Ш. М. и др. Вытеснение нефти горячей водой. М.: Недра, 1968. - Вып. 33. - С.5.

55. Schaffer J. С Thermal recovery in the Schoonebeek oil field. Fifteen years of experience. Erdoel-Erdgas. 1974, v. 90, p. 7.

56. Термоинтенсификация добычи нефти. Байбаков Н.К. Брагин В.А., Га-рушев А.Р., Толстой И.В. М., изд-во «Недра», 1971

57. Тепловые методы добычи нефти // Материалы выездной сесиии Научного совета по проблемам разработки нефтяных месторождений АН СССР и Научно-технического совета Министерства нефтяной промышленности (ноябрь 1973г.).-М.: «Наука», 1975

58. Bulter R.M. The Potential for Horizontal Wells for Petroleum Production // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.28, May-June 1989

59. Optimum Production Rate for Horizontal Wells. Can. Patent, № 5020607

60. T. Eggar, Minister of Energy, Government of the UK. Keynote Speech in the 4th EC Symposium. Berlin, November, 1992

61. Butler R.M. Thermal Recovery of Oil and Bitumen. Prentice Hall Inc., Englewood Cliffs.- 1991.

62. Мартос В.Н. Разработка залежей тяжелых и вязких нефтей. М., ВНИИОЭНГ, 1982 // Обз. информ. Сер. «Нефтепромысловое дело».

63. Глазова В.М, Дадаева Э.А., Алферов С.Е. Разработка месторождений тяжелых и высоковязких нефтей за рубежом. М., ВНИИОЭНГ, 1989 (Обз. информ. Сер. «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений»)

64. Умариев Т.М. Новые способы разработки залежей высоковязких нефтей. М., 1992. - 34 е.: ил. // Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья: Обзор. МГП «Геоинформмарк».

65. Патент 4850429, США. Recovering hydrocarbons with a triangular horizontal well pattern / D.S. Mims (США); опубл. 25.07.1989.

66. Патент 4696345, США. Hasdrive with multiple offset production / L.Hsueh (США); опубл. 25.09.1987.

67. В.В. Муляк, М.В. Чертенков. Технология освоения залежей высоковязких нефтей (краткий обзор) // Нефтепромысловое дело 2006 г. - № 1.

68. Bulter R.M. Steam Assisted Gravity Drainage Concept, Development, Performance and Future // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.33, No.2, February 1994

69. Isaacs, E.E., Cyr, Т., His, C., and Singh, S. Recovery methods for heavy oil and bitumen in the 21st century: presented at the 7th UNITAR International Conference on Heavy Oil and Tar Sands, Beijing, China. 1998

70. Nasr, T.N., Coates, R., Tremblay, В., Sawatzky, R., and Frauenfeld, Т., 2002, New oil production technologies for heavy oil and bitumens: presented at the 17th World Petroleum Congress, Rio de Janeiro, Brazil.

71. Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids / Bulter R.M. Can. Patent 1 13021, 1982

72. Edmunds N.R., Gittins S.D. Effective Steam Assisted Gravity Drainage to Long Horizontal Well Pairs // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.32, No.6, June 1993

73. Bulter R.M. Gravity Drainage to Horizontal Wells // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.31, No.4, April 1992

74. Marcel Polikar and Ted Cyr, Keith Sadler. Alberta Oil Sands The Advance of Technology, 1978-98 and Beyond: presented at the 7th UNITAR International Conference on Heavy Oil and Tar Sands, Beijing, China. 1998

75. N.R. Edmunds, J.A. Kovalsky, S.D. Gittins, E.D. Pennacchioli: «Review of Phase A Steam-Assisted Gravity-Drainage Test», SPE paper 21529

76. Douglas P. Komery, Richard W. Luhning, John V. Pearce, William K. Good. Pilot Testing of Post-Steam Bitumen Recovery from Mature SAGD Wells in Canada: presented at the 7th UNITAR International Conference on Heavy Oil and Tar Sands, Beijing, China. 1998

77. Коноплев Ю.П., Буслаев В.Ф. и др. Мировой рекорд шахтеров-нефтяников Яреги // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 11. - С. 76, 77.

78. Colin С. Card, Joseph S. Woo, Chuanpeng Wang, Zhimian Hu. CNPC Liaohe Dual Well SAGD The Journey from Vision to Reality: presented at the 7th UNITAR International Conference on Heavy Oil and Tar Sands, Beijing, China. 1998

79. Chan M.Y.S., Fong J. Effects Of Well Placement And Critical Operating Conditions On The Performance of Dual Well SAGD Well Pair In Heavy Oil Reservoir, SPE paper 39082

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

81. Муслимов Р.Х. Развитие нефтегазового комплекса Республики Татарстан до 2020 г.: возможности и проблемы // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 5. -С. 10-14.

82. Байков Н.М. Наращивание объемов извлекаемых запасов нефти с помощью методов увеличения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 7. -С. 125-127.

83. Поддубный Ю.А., Жданов С.А. О классификации методов увеличения нефтеотдачи пластов (в порядке обсуждения) // Нефтяное хозяйство. 2003. -№4.-С. 20-25.

84. Rich Kerr, J. Birdgeneau, В. Batt, P. Yang, G. Nieuwenburg. The Long Lake project The first field integration of SAGD and Upgraiding. SPE paper 79072.

85. Single horizontal wellbore gravity drainage assisted steam flood process and apparatus / Nzekwu, B. Ifeanyi, Sametz, P. David, Pelensky, P. Joseph. Can. Patent 2162741, 1996

86. Production acceleration and injectivity enhancement using steam-propane injection for Hamaca extra-heavy oil. J. A. Rivero, D.D. Mamora. // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol. 44, No.2, February 2005

87. Recovery of heavy oils using vapourized hydrocarbon solvents: further development of the Vapex process. R.M. Butler, I.J. Mokrys. // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol. 32, No.6, June 1993

88. Novel expanding solvent-SAGD process «ES-SAGD». T.N. Nasr, G. Beauleu, G. Heck. // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol. 42, No.l, January 2003

89. The behaviour of non-condensible gas in SAGD a rationalization. R.M. Butler. // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol. 43, No.l, January 2004

90. Simulation studies of steam-propane injection for the Hamaca heavy oil field. G.J. Venturini, D.D. Mamora. // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol. 43, No.9, September 2004

91. Serhat Canbolat, Serhat Akin, Anthony R.Kovscek. A study of Steam-Assisted Gravity Drainage Performance in the Presence of Noncondensable Gases;1. SPE 75130, 2002

92. Recovery of heavy oils using vapourized hydrocarbon solvents: further development of the Vapex process. R.M. Butler, I.J. Mokrys // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.32, No.6, June 1993

93. Патент 5626191, США. Oilfield in-situ combustion process Hasdrive with multiple offset production / M. Greaves A.T. Turta; опубл. 05.05.1997.

94. A Calgary company researches a step-change in bitumen recovery technology. Oilweek. March 2004

95. Oilsands newcomers take unconventional approach. Oilweek. August 2005

96. THAI in situ oil recovery requires minimal use of natural resources. OIL & GAS NETWORK. Vol. 5, No. 2, April 2004

97. Ian R. McDonald, Nexen Inc.; Downhole catalytic process for upgrading heavy oil: produced oil properties and composition. M. Creaves, T.X. Xia. // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.43, No.9, September 2004

98. Шандрыгин A.H., Нухаев M.T., Тертычный B.B. Разработка залежей тяжелой нефти и природного битума методом парогравитационного дренажа (SAGD) // Нефтяное хозяйство. 2006. - № 7. - С. 92-96.

99. Ракутин Ю.В., Волков Ю.В., Янгуразова З.А. Особенности и перспективы разработки месторождений природных битумов // Всесоюз. конф. по проблемам комплексного освоения природных битумов и высоковязких нефтей: Сб. науч. тр.- Казань, 1992.- С. 31-34.

100. Ахунов P.M., Гареев Р.З., Абдулхаиров P.M., Янгуразова З.А, Пробная эксплуатация горизонтальных скважин с паротегшовым воздействием на пласт // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 11. - С. 44-47.

101. Зарипов А.Т., Ибатуллина С.И., Мотина Л.И., Хисамов Р.С. Технико-экономическая оценка методов добычи природных битумов для условий месторождений Республики Татарстан.// Нефтяное хозяйство. 2006. - № 3. С. 64-66

102. Зарипов А.Т., Ибатуллина С.И., Мотина Л.И., Хисамов Р.С. Технико-экономическая оценка методов разработки природных битумов в Татарстане.// Нефть и жизнь. 2006. - № 3. С. 46-47.

103. Хованский Г.Х. Основы номографии, М., «Наука», Главная редакция физико-математической литературы, 1976 г

104. Патент РФ № 2287676. Класс Е21 В43/24 Способ разработки месторождения высоковязкой нефти // Абдулмазитов Р.Г., Хисамов Р.С., Ибатуллин P.P., Ибрагимов Н.Г., Зарипов А.Т.; Заявл. 10.08.2005, Опубл. 20.11.2006. Бюл. изобретений № 32.

105. Патент РФ № 2287677. Класс Е21 В43/24 Способ разработки нефтебитумной залежи // Хисамов Р.С., Абдулмазитов Р.Г., Ибатуллин P.P., Валовский В.М, Зарипов А.Т.; Заявл. 16.12.2005, Опубл. 20.11.2006. Бюл. изобретений № 32.

106. Патент РФ № 2287678. Класс Е21 В43/24 Способ разработки неоднородной нефтебитумной залежи // Зарипов А.Т., Хисамов Р.С., Ибатуллин P.P., Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г.; Заявл. 16.12.2005, Опубл. 20.11.2006. Бюл. изобретений № 32.

107. Теория и практика разработки месторождений с высоковязкими неф-тями / Д.Г. Антониади. Краснодар: «Советская Кубань», 2004. - 336 с.

108. Настольная книга по термическим методам добычи нефти / Д.Г. Антониади, А.Р. Гарушев, В.Г. Ишханов. Краснодар: «Советская Кубань», 2000.-336 с.

109. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р., Антониади Д.Г., Ишханов В.Г. Термические методы добычи нефти в России и за рубежом. М.: ВНИИОЭНГ, 1995 -181 с.

110. Антониади Д.Г. Научные основы разработки нефтяных месторождений термическими методами. М: Недра, 1995.

111. Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Высоковязкие нефти: анализ пространственных и временных изменений физико-химических свойств // Нефтегазовое дело,2005