Теоретические и технологические основы теплового воздействия на залежи аномально вязких нефтей и битумов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, доктор технических наук Чупров, Илья Федорович

• Чупров, Илья Федорович
• доктор технических наук
• 2009

Оглавление диссертации доктор технических наук Чупров, Илья Федорович

Введение.

1. Отечественный и зарубежный опыт разработки залежей высоковязких нефтей и битумов тепловыми методами.

1.1. Запасы.

1.2. Добыча.

1.3. Современные способы разработки ВВН и битумов термическими методами.

1.3.1. Традиционные термические технологии.

1.3.2. Прогрев пласта через подстилающий водоносный пропласток.

1.3.3. Метод термогравитационного дренажа (ТГДП).

1.3.4. Выработка пара в забойных парогазогенераторах.

Выводы к разделу 1.

2. Теоретические работы по тепловому воздействию на нефтяной пласт.

2.1. Формулировка краевых задач по исследованию температурных полей в нефтяных пластах при термозаводнении.

2.2. Математические модели температурного поля пласта при закачке горячей жидкости.

2.3. Работы соискателя по исследованию температурного поля нефтяного пласта при закачке горячей жидкости.

2.3.1. Решение уравнения теплопереноса в пласте с помощью преобразования Вебера.

2.3.2. Приближенное решение задачи.

213.3. Оценка теплопроводной и конвективной составляющих в формировании поля температуры.

2.3.4. Тепловая эффективность процесса.

2.4. Исследования температурного поля пласта при нагнетании в него водяного пара.

2.5. Исследования термодинамических процессов при воздействии на неоднородные пласты.

Выводы к разделу 2.

3. Исследование технологии прогрева пластов, насыщенных нефтью аномально высокой вязкости нефти или битумом.

3.1. Закономерности прогрева нефтяных пластов через трещины на примере Ярегского месторождения).

3.2. Результаты опытно-промышленных работ по разработке нефтяных и битумных пластов с применением прогрева через водоносный пропласток.

Выводы к разделу 3.

4. Прогрев пласта, насыщенного нефтью аномально высокой вязкости или битумом, через трещины.

4.1. Прогрев пласта от одиночной вертикальной трещины.

4.2. Прогрев пласта через систему параллельных трещин.

4.3. Тепловая эффективность процесса через параллельные трещины .111 Выводы разделу 4.

5. Прогрев пласта от кровли к подошве.

5.1. Средняя температура пласта.

5.2. Тепловая эффективность при прогреве пласта от кровли к подошве.

Выводы к разделу 5.

6. Теплопроводный прогрев пластов, насыщенных нефтью аномально высокой вязкости или>природными битумами, через скважины.

6.1 Моделирование процесса прогрева пласта через систему скважин.

6.2. Расчёт скорости прогрева пласта через одиночную скважину.

6.3. Прогрев пласта через систему скважин.

6.3.1. Расстояние между скважинами 30 м.

6.3.2. Расстояние между скважинами 20 м, 15 м, 12 м.

6.3.3. Прогрев блока пласта от четырёх скважин.

6.4. Прогрев пласта при парогравитационном методе воздействия.

Выводы к разделу 6.

7. Моделирование процесса и технологические принципы разработки пластов высоковязкой нефти или битумов посредством прогрева через подстилающий водоносный пропласток.

7.1. Особенности процесса прогрева водоплавающей залежи, насыщенной высоковязкой нефтью или битумом.

7.2. Математическая модель для исследования температуры пласта при закачке теплоносителя в подстилающий водоносный горизонт.

7.3. Прогрев пласта через водоносный горизонт при закачке горячей жидкости.

7.3.1. Динамика прогрева пласта по толщине.

7.3.2. Влияние толщины продуктивного пласта на его температуру.

7.3.3. Влияние толщины водоносного пропластка на температуру продуктивного пласта.

7.3.4. Влияние темпа закачки на температуру пласта.

7.4. Прогрев пласта через водоносный пропласток при закачке пара.

7.4.1. Влияние толщины продуктивного пласта на среднюю температуру.

7.4.2. Влияние толщины водоносного пропластка на среднюю температуру пласта.

7.4.3. Влияние темпа закачки пара на среднюю температуру пласта.

7.5. Тепловая эффективность процесса при прогреве пласта через водоносный пропласток.

7.5.1. Тепловая эффективность при закачке горячей жидкости.

7.5.2. Тепловая эффективность при закачке пара.

7.6. Динамика фильтрационных сопротивлений продуктивного^ пласта.

7.7. Циклический способ паротепловой обработки пласта через водоносный пропласток.

7.7.1. Радиус паровой зоны.

7.7.2. Расчёт температуры водоносного пропластка в период её остывания.

7.7.3. Динамика температуры продуктивного пласта в период остывания водоносного пропластка.

7.7.4. Динамика температуры пластапосле прекращения закачки пара.

7.7.5. Циклический прогрев пласта толщиной 5'м.182'

7.7.6:,Циклический прогрев пласта толщиной 10 м.

Выводы разделу 7.

8. Нефтеотдача пластов при разработке месторождений горизонтальными скважинами.

8.1. Анализ математических моделей притока жидкости к горизонтальным скважинам.

8.1.1. Приток жидкости к скважинам в пластах различной конфигурации.

8.2. Приток от пористых блоков к системе горизонтальных скважин, дренирующих пласт.

8.3. Приток нефти к трещинам при тепловом воздействии на пласт.

8.4. Одновременный приток в трещины и в скважины из пористых блоков пласта. Сравнение с промысловыми данными.

Выводы к разделу 8.

9. Статистические модели интерпретации результатов и. прогнозирования нефтедобычи.

9.1. Статистический анализ показателей по этапам разработки.

9.2. Характеристика завершающей стадии разработки.

9.3. Однофакторные модели.

9.3.1. Статистические зависимости между закачкой пара и нефтеотдачей.

9.3.2. Статистические зависимости между числом добывающих скважин и удельным расходом пара.

9.4. Многофакторные модели.

9.4.1. Линейная модель выявления связей между основными показателями разработки.

9.4.2. Нелинейная модель выявления связей между основными показателями разработки.

9.4.3. Регрессионная модель зависимости годовой добычи нефти от квалификации рабочих и внутрисменных простоев.

Выводы к разделу 9.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Теоретические и технологические основы теплового воздействия на залежи аномально вязких нефтей и битумов»

Актуальность проблемы. Bt настоящее время в.России в. промышленной разработке находятся сотни нефтяных месторождений. Из них гигантские и крупнейшие месторождения в значительной мере уже выработаны.

Современные более высокие технические возможности разведки позволили открыть много малопродуктивных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Резко возросло число месторождений, имеющих трещиноватые и трещиновато-поровые пласты, содержащие нефти повышенной, высокой и аномально высокой вязкости.

Проблема вовлечения в более активную разработку огромных запасов1 аномально вязких нефтей. и битумов из года в. год, по мере опережающей выработки запасов легких нефтей, становится все более актуальной. Это обусловлено, во-первых, большими запасами этих углеводородов, а во-вторых, многогранностью, сложностью, наукоемкостью задач, решаемых при их освоении.

Запасы высоковязких нефтей и битумов, в мире составляют по разным оценкамг790-900 млрд т и почти в два раза превышают запасы лёгких нефтей. В Российской Федерации такие запасы оцениваются от 10 до 35 млрд т. На территории Тимано-Печорской нефтегазовой провинции доля высоковязких нефтей составляет около 17% и по мере выработки запасов лёгких нефтей продолжает расти. Однако в промышленной разработке находятся лишь два крупных месторождения аномально вязкой, нефти - Ярегское и пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения (Республика Коми) с суммарными геологическими запасами 870 млн т.

В? процессе разработки этих месторождений, накоплен большой опыт освоения; новых технологических и технических средств в различных геолого-промысловых условиях. В то же время, следует констатировать, что потенциал высоковязких нефтей используется недостаточно - темп отбора на- двух упомянутых месторождениях составляет всего 0,5% от начальных извлекаемых запасов. Одна из причин такого положения - недостаток эффективных научно-обоснованных технологий, обеспечивающих необходимый уровень рентабельности при высокой степени использования запасов.

Поэтому вопрос создания новых технологий даже для этих двух месторождений, на которых уже более 35 лет осваиваются современные методы добычи высоковязкой нефти, остаётся актуальным.

Общепризнано, что термические методы добычи нефти в настоящее время, являются базовой технологией разработки высоковязких нефтей и битумов. В то же время, следует отметить сложность и многообразие процессов, протекающих в пластовой системе при искусственном воздействии на неё теплом. При этом в" широких пределах изменяются не только реологические свойства, нефтей, но и активизируются практически все известные режимы нефтеизвле-чения, влияющие на нефтеотдачу пласта.

Среди известных методов воздействия на пласты, содержащие высоковязкие нефти, наиболее широко применяются пароциклические обработки скважин в комбинации' с площадной закачкой пара. Применение освоенных технологий в условиях сложнопостроенных коллекторов, в которых наряду с низкопроницаемой пористой матрицей, содержащей основные запасы нефти, присутствуют зоны аномально высокой проницаемости, недостаточно эффективно. В» этих условиях не всегда удается^ управлять процессом теплового воздействия и использовать его для достаточно эффективного извлечения нефти. Решение проблемы значительно усложняется при разработке залежей аномально вязких нефтей (вязкостью сотни, тысячи цПа-с) и битумов. Поэтому создание теоретических и технологических основ теплового воздействия разработки подобных залежей относится к числу актуальных проблем, имеющих важное народнохозяйственное значение.

Проблемы, связанные с технологией термообработки пластов, снижением, паронефтяного отношения и увеличения нефтеотдачи, актуальны как для, месторождений, разрабатываемых в настоящее время, так и в.будущем.

Основная идея; которой посвящена работа, формулируется в. виде следующих положений:

1. Аналитические исследования процесса прогрева пластов, насыщенных аномально вязкой нефтью с использованием естественных или.искусственных каналов высокой проницаемости.

2. Исследования закономерностей и оценка тепловой эффективности процесса прогрева пластов при различных вариантах прогрева.

3. Установление, оптимальных режимов осуществления исследуемых процессов путем численных экспериментов.

4. Оценка нефтеотдачи изучаемых залежей при различных вариантах его прогрева.

5; Разработка технологических решений, направленных на повышение эффективности разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов.

Основные идеи, работы и актуальность изучаемых проблем позволяют определить следующие задачи исследования.

1. Системный анализ теоретических работ по тепловому воздействию на-нефтяные пласты.

2. Математическое моделирование температурного поля и тепловой эффективности процесса при термовоздействии на залежи нефти аномально высокой вязкости1 или битумов.

3. Исследование основных закономерностей прогрева рассматриваемых объектов через высокопроницаемые каналы (трещины, стволы скважин, водоносные пропластки).

4. Разработка технологических принципов t теплового воздействия при различных вариантах прогрева.

5. Разработка расчетных методов для исследования и оценки нефтеотдачи трещиноватых залежей аномально вязких нефтей и битумов.

6. Прогнозирование показателей разработки залежей при тепловом воздействии вероятностно-статистическими методами.

Научная новизна работы

1. Доказано, что в процессе прогрева залежей нефти аномально высокой вязкости и битумов на- начальной стадии разработки конвективный параметр (критерий Пекле) близок к нулю.

2. Получены аналитические зависимости для определения средней температуры при прогреве пластов через систему трещин, через систему скважин, от кровли к подошве, через водоносный горизонт.

3. Установлены закономерности распределения температуры в пласте, насыщенном нефтью аномально высокой вязкости и битумом в.различных геолого-промысловых условиях.

4. Получены формулы для определения тепловой эффективности при различных вариантах прогрева.

5. Адаптированы, зависимости притока для интерпретации и- прогноза нефтеотдачи трещиноватого пласта, дренируемого горизонтальными скважинами в условиях теплового-воздействия.

6. Построены статистические модели для прогнозирования показателей при тепловом воздействии, в условиях термошахтной разработки месторождения.

Практическая значимость работы

1. На основе проведенных исследований научно обоснованы технологии теплового воздействия на залежи аномально вязких нефтей и битумов с различной геолого-промысловой характеристикой.

2. Разработанные математические модели могут быть использованы при проектировании разработки месторождений аномально высокой вязких нефтей и битумов.

3. Созданная компьютерная программа с достаточной для практики точностью позволяет прогнозировать нефтеотдачу пласта при термошахтной, разработке нефтяных месторождений. -

4. Разработанная «Методика для определения термодинамических показателей разработки залежей нефти аномально высокой вязкости и битумов при прогреве через водоносный горизонт» может быть использована в качестве инженерного регламента при проектировании нефтяных месторождений.

5. Опубликованные учебные пособия и монографии используются в вузе при подготовке специалистов, обучающихся по направлению «Нефтегазовое дело».

Защищаемые положения

1. Особенности механизма прогрева пластов, насыщенных нефтью аномально высокой вязкости или битумом на начальном этапе теплового воздействия.

2. Математические модели, описывающие температурные режимы пластов при различных способах теплового воздействия.

3. Закономерности динамики температуры при различных способах прогрева пласта.

4. Технологические основы теплового воздействия, в различных геолого-промысловых условиях.

5. Методика прогнозирования нефтеотдачи трещиновато-пористых пластов, дренируемых системой горизонтальных скважин.

6. Статистические модели интерпретации и прогнозирования показателей разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов.

Основные результаты доложены и обсуждены на научном семинаре кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» МИНХ и ГП им. И.М. Губкина (ноябрь 1980), на республиканском семинаре «Современные методы разведки и разработки месторождений полезных ископаемых в условиях крайнего севера» (Сыктывкар, 1989), на всероссийском семинаре «Теория функций» (Сыктывкар, 1993), на всероссийской конференции «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы» (Ухта, 2003), на научно-технических конференциях Ухтинского государственного технического университета (Ухта, 2000, 2001, 2002, 2003, 2006, 2007, 2009), на региональном семинаре «Состояние и перспективы разработки высоковязких нефтей и битумов» (Ухта, 2007), на региональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов» (Ухта, 2008), на заседании кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (Москва, 2009).

Публикации. Основные результаты диссертации отражены в 30 опубликованных работах, в том числе в 2 монографиях и 2 учебных пособиях. 8 работ помещены в изданиях, предусмотренных ВАК РФ для опубликования основных результатов докторских диссертаций. Наиболее значимые из опубликованных работ приведены в автореферате.

Благодарности. Автор благодарен коллективам кафедр «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений и подземная гидромеханика» и «Высшая математика» Ухтинского государственного технического университета и их руководителям профессору А.А. Мордвинову и доценту И.И. Волковой за всестороннюю поддержку в работе. Автор особо признателен научному консультанту д.т.н., профессору JI.M. Рузину за привлечение внимания к проблеме, стимулирующие дискуссии и ценные рекомендации, а также д.т.н., профессору Н.Д. Цхадая и д.т.н. профессору И.Н. Андронову за постоянную поддержку и содействие.

Отечественный и зарубежныйопыт разработки залежей высоковязких нефтей и битумов тепловыми методами

В- последние десятилетия доминирующей тенденцией качественного изменения структуры мировых запасов нефти является- непрерывный рост доли высоковязких нефтей (ВВН) и битумов,, которая, превышает суммарные запасы обычных маловязких нефтей. В то же время уровень мировой добычи ВВН и битумов, несмотря на относительное увеличение, остаётся' крайне незначительным.

Накопленный, опыт разработки месторождений. ВВН и битумов, в разных странах мира свидетельствует о том, что при реализации-традиционных для месторождений обычных маловязких нефтей (до 30 [Шах) технологий естественного режима или заводнения, использование запасов ВВН' (вязкость от 30 до 10 ООО |Ша-с) не превышает 10-15%, добыча битумов» (вязкость, свыше 20 000 цНа-с) оказывается практически невозможной.

Наиболее промышленно освоенным методом интенсификации добычи и улучшения, использования запасов ВВН и битумов является- термическое воздействие с целью прогрева нефти в пласте и снижение её вязкости. Принципиальная возможность термического воздействия на пласт впервые была доказана в 1931 г. на месторождении Woodson (штат Техас, США), где за 70 дней в, одну нагнетательную скважину в пласт было закачано 300 т пара, что способствовало увеличению дебитов соседних добывающих скважин. В' настоящее время в разных странах мира на 60 месторождениях ВВН и битумов закачивается около 200 млн т пара в год, за счёт чего добывается более 70 млн т нефти.

Применение термических методов,позволяет в однородных терригенных коллекторах увеличить конечную нефтеотдачу, в среднем' до 30-45%. Однако внедрение термических технологий в виде площадной или циклической закачки пара и добычи нефти через вертикальные скважины при очень высокой вязкости нефти характеризуется большими энергетическими затратами, и недостаточно эффективно.

1.1. Запасы

Стратегическое значение ВВН и битумов определяется величиной их мировых запасов,- которые по разным оценкам составляют до 900 млрд м3, что превышает текущие запасы всех месторождений обычных маловязких нефтей. На рис. 1.1 представлена диаграмма мировых запасов ВВН'и битумов. Ив 1 неё следует, что Венесуэла и Канада являются странами с наибольшей концентрацией'ВВН и битумов. Суммарные запасы месторождений бассейна Oriо о noco Belt в Венесуэле (320 млрд м ) и канадской провинции Альберта (350 млрд м ) составляют около 90% от мировых запасов. К странам, также имеющим наиболее

О О крупные запасы ВВН и битумов, относятся США (28 млрд м ), Россия (10 млрд м ), Индонезия (2,5 млрд м3) и Китай (1,5 млрд м3).

Гораздо меньшими запасами обладают Колумбия, Тринидад, Индия и другие страны, суммарная доля которых в мировых запасах составляет около о

5% или 38 млрд м .

Всего в мире открыто 1681 месторождение ВВН и битумов. 90% месторождений расположено на континенте, только 12 месторождений находится в открытом море, половина из которых принадлежит Бразилии.

Потенциально извлекаемые термическими и другими методами мировые о запасы ВВНи битумов составляют около 250 млрд м , что в 2 раза превышает доказанные запасы нефти стран'ОПЕК.

Базовые ресурсы высоковязких нефтей и битумов в России, как сказано выше, составляют около 10 млрд м3 и в основном (80%) и приурочены к почти 300 залежам Западной Сибири, Поволжья и Республики Коми [114].

Канада; 46,7%

Венесуэла; 42,7%

Другие страны;

5'1% т/- - n icr J Индонезия; Кшаи; 0,2%^ 0>3%

США; 3,7% Россия; 1,3%

Рисунок 1.1 - Распределение мировых запасов ВВН и битумов

Страна Запасы, млрд. мЗ

Канада 350

Венесуэла 320

США 28

Россия 10

Индонезия 2,5

Китай 1,5

Другие страны 38

В Тимано-Печорской нефтегазовой провинции (по данным ИГ и РГИ) высоковязкие нефти составляют 17% балансовых запасов. Запасы битума на начало 2006 г. составляют на Европейском севере около 600 млн т - 17 месторождений. Толщина битумонасыщенных пластов от 10 до 100 м. Небольшая часть доступна для разработки карьерным способом [33]:

Наиболее крупными месторождениями ВВН (без битумов) на территории СНГ являются [23]:

• Ван-Еганское - 1,3 млрд т;

• Северо-Комсомольское - 700 млн т;

• Усинское - 650 млн т;

• Русское - 299 млн т;

• Каражанбас - 230 млн т;

• Северные Бузачи - 195 млн т;

• Ярегское - 220 млн т;

• Балаханы-Сабунчи - 114 млн т;

• Гремихинское - 74 млн т;

• Кенкияк - 72 млн т.

Основная часть (93,7%) остаточных геологических запасов ВВН категорий А+В+С1 на территории России расположены в 8 субъектах РФ. Из них 37,3% в Тюменьской области, 18,7% - в Республике Татарстан, 14,4% - в Республике Коми, 8% - в Архангельской области, по 4,6% в Удмуртии и в Самарской области, 3,8% - в Пермской области и 2,4% - в Республике Башкортостан.

Запасы категорий А+В+С1 четырёх уникальных месторождений - Ван-Еганского, Северо-Комсомольского, Усинского и Русского составляют 2,9 млрд т или 46,7% от общих запасов рассматриваемых объектов. Запасы крупных месторождений оцениваются в 1,3 млрд т, что составляет 21% от общих запасов.

16

Суммарная доля запасов уникальных и крупных месторождений категорий А+В+С1 составляет 67,7% от общих запасов высоковязких нефтей. Доля средних и мелких.месторождений равны соответственно 19; 1% - 1,19 млрд т и: 13,2% - 826 млн т.

Запасы ВВН категорий А+В+С1, залегающих на глубине до 1000 м, составляют 589 млн т, или 9,4% от общих запасов данных категорий; Из этого количества большая часть нефтей сосредоточена в республиках Коми и Татарстан.

Более 86% от общих запасов ВВН промышленных категорий; объём которых составляет 5,4 млрд т, залегают на глубинах от 1000 м до 1500 м. Они приурочены к месторождениям в первую очередь Тюменской; Архангельской и Самарской областей; республик Татарстан, Коми и, Удмуртии: Доля запасов ВВ№ промышленных категорий, залегающих на: глубинах свыше 1500 м, невелика и составляет всего 4,5% от суммарных запасов категорий А+В+С1, а их объём оценивается в 278-млн т [68]:

1.2. Добыча

Среди термических методов по масштабам применения и конечным результатам во всех странах; на первом месте стоит паротепловое воздействие в виде площадного вытеснения; нефти и циклических обработок призабойных зон скважин закачиваемым паром, за счёт чего добывается более 95% термической нефти.

На рис. 1.2 представлены объёмы и количество?действующих,проектов добычи ВВН и битумов: термическими методами в основных нефтедобывающих странах мира (без России и других стран СНГ) в 1996-2001 гг.

США

Канада Венесуэла Индонезия Китай Другие страны 1996 ■ 2001

Рисунок 1.2 - Объёмы и количество действующих проектов добычи ВВН и битумов термическими методами

Уменьшение объёмов добычи ВВН и битумов объясняется низкими ценами на нефть в эти годы. Перелом в стабилизации цен на нефть, произошедший в 1999 г., когда страны-члены ОПЕК приняли новый механизм регулирования цен, привел к быстрому повышению цен. Высокие цены на нефть вынуждают нефтяные компании вести разведку и разработку месторождений в глубоководных шельфах и регионах с суровыми климатическими условиями с большими затратами производства. Эти факторы дают основание считать, что тенденция повышения цен на нефть сохранится и в перспективе [13]. Отмеченные выше обстоятельства будут стимулировать и добычу ВВН и битумов.

По данным обзора, публикуемого журналом Oil and Gas Journal каждые два года, внедрение методов увеличения нефтеотдачи (МУН) способствует наращиванию извлекаемых запасов из месторождений, вступивших на позднюю стадию разработки. МУН показали свою эффективность при добыче тяжелых нефтей и битумов, содержащихся в огромных объёмах в битуминозных песчаниках в Западной Канаде. В перспективе эти методы могут играть.всё большую роль, при добыче нефти уже из разведанных месторождений вместо наращивания объёма поисково-разведочных работ [14].

В 2004 г. в США за счёт внедрения МУН (тепловые, химические, газовые, микробиологические) дополнительно добыто 33,2 млн т нефти. Из них больше полвины (17,3 млн т) добыто с помощью тепловых методов'(таблица 1.1).

Таблица 1.1- Добыча нефти в США за счёт тепловых методов

Методы Л Добыча нефти по годам, млн т

1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004

Тепловые: 23,034 20,928 21,204 22,298' 20,884 18,573 17,276 закачка пара 22,700 20,790 20,967 21,950 20,730 18,286 17,013 внутрипластовое горение 0,235 0,126 0,224 0,238 0,139 0,119- 0,095 закачка горячей воды 0,099 0,013 0,013 0,110 0,015 0Д68 0,168

Уменьшение показателей с 1998 г. связано со снижением добычи нефти на месторождениях Калифорнии, где реализуются проекты по внедрению МУН при добыче тяжелых нефтей, а также с резким ростом цен на газ. Количество действующих проектов за 5 лет уменьшилось со 133 до 56, т.е. на 55%. Основные причины заключаются в закрытии мелких нерентабельных проектов и объединении нескольких проектов, реализуемых различными фирмами на одном и том же месторождении, под руководством одной компании-оператора, что позволяет сократить расходы на эксплуатацию дорогостоящего термического оборудования. Несмотря на сокращение уровня, США продолжают оставаться мировым лидером добычи ВВН и битумов термическими методами.

Необходимо отметить, что полных статистических данных о проектах по термическим методам не имеется. Не освещаются и в достаточной степени экономические результаты внедрения термических методов. Недостаточна и технологическая информация: любая фирма старается сохранить в секрете все-детали технологий, как объект продажи лицензий.

При разработке месторождений ВВН и битумов термическими методами в США скважины размещаются по площадной системе, чаще всего обращенной пятиточечной или семиточечной. Плотность размещения скважин от 1 до 4 га на скважину.

Приемистость нагнетательных скважин варьируется в широких пределах - от 20 до 500 т/сутки пара на скважину. Давление нагнетания в среднем составляет - 7,0 МПа.

Реакция добывающих скважин проявляется через 2-6 месяцев после начала нагнетания пара. В большинстве своем реакция выражалась в увеличении дебита по нефти, который резко возрастал в 6-10 раз. В высокообводненных пластах вначале увеличивались отборы воды и только через некоторое время (от 4 до 8 месяцев) начинался рост добычи нефти.

В ходе многих испытаний отмечается неравномерность распространения агента, на нагнетание реагирует только половина или даже треть добывающих скважин. Результаты термометрии подтверждают, что пар преимущественно занимает только верхнюю часть пласта или прорывается по присводовым про-пласткам. Гравитационная, сегрегация пара приводит к тому, что в кровельных частях пласта остаточная^ нефтенасыщенность ниже, чем в подошвенных,, где происходит вытеснение нефти конденсационной водой.

Если первоначально термические методы применялись только в однородных пластах большой: толщины,, с высокой начальной нефтенасыщенностью и расположенных на малых глубинах, то промышленное внедрение технологических и технических усовершенствований позволило- существенно расширить область применения термических методов добычи ВВН и ввести в разработку глубоко залегающие тонкие пласты со сложным геологическим строением, а также вернуться, на ранее заброшенные высокобводненные. участки с не полностью выработаннымизапасами.

Конечная нефтеотдача завершенных проектов? оценивается* величинами 33-35%. Существенного влияния вязкости нефти и толщины пласта на, конечную нефтеотдачу не обнаружено. Наиболее высокая, нефтеотдача (63%) получена, на одном из участков месторождения Kern River в пласте толщиной 66 м, насыщенном нефтью с вязкостью 4 Па-с.

Почти все проекты отличаются удельными расходами пара на добычу 1 т нефти, изменяющимися от 3 до 6 т/т.

В Канаде запланирована реализация многих проектов, связанных с разработкой битуминозных песчаников в провинции Альберта путем закачки пара для ускорения гравитационного дренажа (SAGD) [14].

В' 2002 г. началась разработка месторождения Mackay River с использованием метода SAGD; где добыча достигла 4,3 тыс. т/сут.

Компания Suncor Enerqy в конце 2003 г. приступила к внедрению метода SAGD на месторождении Firebaq. К середине 2005 г. добыча должна достигнуть 5 тыс. т/сут. Всего на месторождении проектируется• выполнить работы в три этапа и к.2010 г. добыча должна составить 20 тыс. т/сут. По проекту извлекаемые запасы битума составляют 1,328 млрд т.

В соответствии с проектом, реализуемым компанией Епсапа на месторождении Christinadake с использованием метода SAGD, к 2009 г. добычу битума из 700 горизонтально пробуренных скважин намечается довести до 7,1-10 тыс. т/сут.

В проекте разработки битумонозных песчаников Primorse, Wolflake, Burnt Lake нефтяная компания Canadian Natural Resources предусматривает использовать технологию циклической закачки пара, а также метод SAGD. В течение 15-20 лет компания планирует увеличить добычу до 17,1 тыс. т/сут. Это будет достигнуто в результате бурения ещё около 600 горизонтальных скважин.

Самый крупный проект по закачке пара реализуется компанией Imperial Oil Ltd на месторождении Cold Lake. В последнее время добыча битума возросла до 18,5 тыс. т/сут. Здесь осуществляется поэтапное наращивание добычи битума за счёт ввода в разработку отдельных участков месторождения. Работы по этапам включают бурение более 500 скважин с 21 площадки и ввод новых мощностей для выработки пара. Планируется довести добычу битума до 25,7 тыс. т/сут [14].

Канада является ведущей нефтедобывающей страной мира по масштабам добычи ВВН и битумов термическими методами. Организация трех новых проектов паротеплового воздействия и продолжение применения пара на двенадцати переходящих проектах способствовали увеличению термической добычи ВВН и битумов на 30%.

Канадский опыт освоения ВВН и битумов свидетельствует о том, что организация эффективного крупномасштабного производства возможно только после получения обоснованных выводов на базе проведённых научных и лабораторных исследований, а также опытно-промышленных работ. Здесь широко используется технология и опыт смежных отраслей ТЭК - горной, химической, машиностроения и т.д.

Обращает на себя внимание комплексное использование извлекаемого сырья, серьезное отношение к экологической безопасности ведения работ.

В 2001 г. на месторождениях Венесуэлы осуществлялось 36 проектов по паротепловому воздействию на пласт, которые обеспечивали 7,1% суммарной добычи нефти страны. Месторождения ВВН и битумов на восточном побережье озера Maracaito - боливийское побережье - Tia Juana Laquniilas, Bachaquera характеризуется следующими показателями: глубина залегания пластов варьируется от 300 до 1350 м, вязкость нефти в поверхностных условиях от 100 до 5 000 цПа-с, толщина песчаника от 60 до 360 м.

С 1957 г. на этих месторождениях испытывались различные1 методы термического воздействия, в том числе вытеснение нефти паром и внутрипласто-вое горение. Венесуэла считается родиной' пароциклических обработок призабойных зон добывающих скважин. Как показал анализ выполненных исследований, именно этот метод является наиболее эффективным, экономические показатели ПЦО оказываются наиболее благоприятными.

Основные запасы и добыча ВВН в Индонезии приурочены-к месторождению Duri, которое расположено на острове Суматра" и разрабатывается совместной индонезийско-американской компанией Caltex. На, месторождении реализуется крупнейший в мире проект по применению паротеплового воздействия, за счёт чего добывается 22,1% всей нефти Индонезии (11 млн т/год). На месторождении выделено два объекта разработки - пласты Pertama и Kedua-Baji, которые имеют слоистое строения и расположены на глубинах 150-450 м. о

Нефть характеризуется как высоковязкая (400 цПа-с) и тяжелая (930 кг/м ).

Месторождение разделено на 13 площадей разработки, 8 из которых находится под закачкой пара. Термическое воздействие было начато в 1985 г. Основная цель внедряемой технологии состоит в увеличении использования запасов ВВН за счёт её прогрева и вытеснения закачиваемым паром. За время реализации термического воздействия коэффициент нефтеотдачи охваченных паротепловым воздействием площадей месторождения увеличилась с 8 до 64%.

Китай продолжает удерживать высокий темп добычи ВВН и битумов за счёт применения термических методов. Если в начале 80-х годов в Китае добывалось менее 1 млн м термической нефти, то с 1996 г. объём добычи и количество действующих проектов стабилизировались на уровне 8,8 млн м3 и 15. В процесс разработки вовлечено около 65% всех доказанных запасов. В 2001 г. Китай находился на пятом месте в мире по добыче термической нефти.

Основной объём ВВН и битумов добывается на месторождениях Liaohe, Shendli, Henan, Xinjianq, из которых Liaohe обладает самыми большими запасами и характеризуется самой высокой годовой производительностью о

6,3 млн м ). В основном коллектора ВВН' и битумов залегают на глубинах от 600 до 1700 м и характеризуются рыхлыми песчаниками с небольшим углом падения, являются многослойными, имеют большую толщину, высокую пористость, проницаемость и начальную нефтенасыщенность.

В Китае разработан ряд современных методов геологического и гидродинамического моделирования залежей высоковязких нефтей, учитывающих большую глубину залегания залежей и высокую неоднородность терригенных отложений континентального типа. Для моделирования активно используются данные трёхмерной сейсмики, материалы петрофизических и гидродинамических исследований. По результатам экспериментального и численного моделирования сделана оценка влияния закачки пара на изменение фильтрационно-емкостных свойств пластов-коллекторов.

Освоено собственное производство парогенераторов по лицензиям США. Для минимизации теплопотерь в стволе скважины при закачке пара на глубину более 1000 м создана новая конструкция термоизолированных НКТ, которая совместно с установкой термостойкого пакера и заполнением затрубного пространства азотом обеспечивает надежную защиту обсадной колонны от чрезмерного термического и коррозионного воздействия.

Внедрены эффективные методы борьбы, с выносом песка. Успешность механического метода, при котором на башмак НКТ устанавливается специальный проволочный фильтр, достигает 90%. Применяется также химический метод крепления песка на забое скважин связующими составами.

24

Разработана технология селективной закачки пара с использованием силикатных шариков, которые бросают в колонну и они перекрывают интервалы с максимальной приемистостью.

Используются также методы регулирования профиля приемистости путем закачки различных изолирующих пенных и других систем. Для увеличения продуктивности скважин после проведения ПЦО применяются различные химические добавки для пара.

Разработаны эффективные технические средства для подъёма тяжелой нефти с большим содержанием парафина. Применяются насосы, через которые можно закачивать пар, после чего скважина вводится в работу без замены внут-рискважинного оборудования. Транспорт тяжелой нефти осуществляется с нагревательным кабелем внутри трубопровода.

В СССР внедрение термических методов осуществлялось на 42 объектах, в том числе паротепловое воздействие было реализовано на 16 объектах, внут-рипластовое горение - на 11 объектах, термозаводнение — на 15 объектах. Добыча нефти за счёт них достигала 3,9 млн т/год [6].

В настоящее время России разрабатываются несколько месторождений ВВН.

В Удмуртии разрабатывается Гремихинское месторождение, расположенное на глубине до 1000 м, проницаемость карбонатного коллектора 0,051,3 мкм , вязкость нефти - до 180 |Ша-с. Технологическая схема предусматривает разработку залежи с применением различных модификаций термических методов воздействия на пласт. Наибольшую эффективность показала технология импульсно-дозированного теплового воздействия (ИДТП), которая заключается в циклическом попеременном вводе в пласт теплоносителя и холодной воды. Промышленное применение технологии ИДТП на Гремихинском месторождении позволило дополнительно добыть 1,8 млн т нефти. Применение этой технологии должно повысить нефтеотдачу с 22 до 39%.

В 60-70-е годы в Краснодарском крае велась разработка месторождения Зыбза, содержащее ВВН (вязкость до 2000 (хПа-с) в отложениях миоцена на глубине 400-700 м. Залежь, приурочена к карбонатному трещино-кавернозно-поровому коллектору. Проницаемость микропористого коллектора по керну составляет 100-200 мД, макропористого по гидродинамическим исследованиям -500-1000 Дарси.

Нефтеотдача пласта при разработке на естественном режиме не превысила бы 10%. Попытки увеличить добычу нефти закачкой газа или холодной воды оказались безуспешными. Наиболее эффективным на месторождении оказалось паротепловое воздействие на пласт и пароциклические обработки скважин. Здесь было проведено; 140 ПЦО, за счёт которых дополнительно добыто 50 000 т нефти, при паронефтяном отношении около 2,5 т/т.

На основании опытных работ было установлено, что непрерывное площадное нагнетание пара малоэффективно из-за высокого паронефтяного отношения; обусловленного быстрым прорывом пара по трещинам. Поэтому была разработана технология, названная блочно-циклической- (БЦПВ). Применение этой технологии позволило локализовать процесс в пределах разрабатываемого участка и снизить паронефтяной фактор до 2,3 т/т.

Большой опыт применения паротепловых технологий добычи ВВН накоплен при разработке пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения и Ярегского месторождения в Республике Коми.

Пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения расположена на глубине 1100-1500 м и содержит нефть аномально высокой вязкости (710 [хПа-с в среднем) в карбонатах трещинно-кавернозно-порового типа среднего и верхнего карбона и нижней перми [6]. Размеры залежи 16x8,5 км. В разрезе выделено 13 продуктивных пачек, объединенных в три эксплуатационных объекта: нижний (пачки I-V), средний (пачки VI-VIII), верхний (пачки IX-XIII) (Рис. 1.3). ю

УОМНОКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИ пермо-карбоновая залежь

852 3054 Ж 10G1 W ИИ 1W10C 2№5

Рисунок 1.3 - Поперечный геологический профиль по линии скважин 17-6118

Геолого-физическая характеристика эксплуатационных объектов и залежи в целом приведена в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Геолого-физическая характеристика залежи по объектам разработки п/п Параметры Ед. измерен. Объекты разработки в целом

I П Ш

1 Средняя глубина залегания м 1382,1 1260 1197,7 1260,0

2 Тип залежи сводовая массивная

3 Тип коллектора трещинно-кавернозно-по зовый

5 Средняя общая толщина м 167,14 77,09 47,45 285,2

6 Средняя нефтенасыщенная толщина м 28,73 28,05 18,07 51,32

7 Пористость ДОЛИ ед 0,21 0,19 0,20 0,198

8 Средняя нефтенасыщенность доли ед. 0,74 0,79 0,78 0,77

9 Проницаемость по керну мкм2 0,044 0,032 0,027 0,034

10 Коэффициент гранулярности доли ед. 0,312 0,452 0,464 0,358

11 Коэффициент расчлененности доли ед. 23,2 16,75 12,44 51,06

12 Начальная пластовая температура °С 23,2 23,0 23,0 23,1

13 Начальное пластовое давление МПа 13,5 12,4 11,9 12,4

14 Вязкость нефти в пластовых условиях мПа*с 860 710 607 710

15 Плотность нефти в пластовых условиях т/м3 0,945 0,933 0,923 0,933

19 Содержание серы в нефти % 1,50 1,71 1,54 1,58

20 Содержание парафина в нефти % 0,33 0,39 0,30 0,34

21 Давление насыщения нефти газом МПа 7,97 7,67 6,95 7,74

22 Газосодержание м7т 22,9 24,0 23,1 23,1

Самая крупная по величине геологических запасов нефти (650 млн т) в Тимано-Печорской нефтегазовой провинции пермо-карбоновая залежь Усин-ского месторождения характеризуется чрезвычайно сложным строением карбонатного коллектора.

Главные факторы, осложняющие разработку залежи на естественном упруго-водонапорном режиме:

- высокая зональная неоднородность;

- слоистая неоднородность;

- фильтрационная неоднородность залежи обусловлена наличием аномально проницаемых зон (трещин, каверн, карстовых полостей), которые принято называть суперколлекторами. Доля суперколлекторов в объёме залежи достигает 20-30%, а проницаемость на 2-3 порядка превышает проницаемость пористой матрицы, содержащей основные запасы нефти;

- аномальные реологические свойства нефти - высокая вязкость в пластовых условиях (в среднем 710 цПа-с) и наличие неньютоновских свойств.

Лабораторные исследования механизма нефтеотдачи, подтвержденные анализом промысловых данных, показали, что при начальной температуре пласта в процесс нефтеизвлечения*могут быть вовлечены только запасы нефти, сосредоточенные в суперколлекторах.

Для повышения конечной нефтеотдачи разработка пермо-карбоновой залежи осуществляется с применением двух термических технологий:

- площадная закачка пара на участке ПТВ-3;

- пароциклические обработки по всей площади залежи.

Закачка пара была начата в 1992 г. Испытательным полигоном для площадной закачки пара- в пласт стал участок залежи ПТВ-3 с балансовыми запасами 48,1 млн т [15, 101]. Дальнейшее развитие термические технологии получили в 2000 г., когда недропользователем стало ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». В 2001-2003 гг. на залежи было дополнительно установлено 10"стационарных и 3 мобильных парогенератора. Это позволило увеличить объём закачки пара от 1,4 млн т в 2000 г. до 2,1 млн т в 2003 г. На участке ПТВ-3 пробурены 193 скважины: 40 нагнетательных и 153 добывающих. В тепловое воздействие введено около 70% всей площади участка. Накопленная добыча нефти в период закачки пара в пласт оценивается в 2,37 млн т, накопленное паронефтяное отношение - 6,8 т/т.

Геолого-гидродинамическое моделирование участка ПТВ-3 показало, что непрерывная площадная- закачка пара характеризуется низким коэффициентом охвата пластов воздействием. Это связано с крайне неоднородным строением коллекторов, неблагоприятным вязкостным соотношением вытесняемого и вы-теняющих агентов. В итоге пароконденсат циркулирует по промытым высокопроницаемым зонам, довытесняя оставшуюся нефть.

Наиболее эффективным в условиях данной залежи является термоциклическое площадное воздействие паром. В период остановки закачки пара идет процесс капиллярной пропитки из-за создавшихся градиентов давления и температур. В результате импульсного воздействия менее проницаемые участки вовлекаются в разработку за счёт впитывания горячей воды в блоки. Во время следующего цикла будет вытесняться нефть, поступившая из менее проницаемых зон. В середине 2005 г. на отдельных элементах участка ПТВ-3 был осуществлен переход к регулярному режиму циклического воздействия на пласт. По реагирующим скважинам это сопровождалось ростом дебитов нефти от 8,3 до 13 т/сут и снижением обводненности продукции с 83,6 до 75%.

В январе 2007 г. ЦКР Роснедра принято «Дополнение к технологической схеме разработки пермо-карбоновой< залежи Усинского месторождения», в котором на 2007-2011 гг. предложена программа испытания новых термических технологий разработки, успешное внедрение которых должно обеспечить достижение проектного КИН, равного 0,33.

Программа опытно-промышленных работ предусматривает:

- совершенствование и повышение эффективности базовых технологий разработки залежи (площадная закачка пара и ПЦО);

- создание новых термических технологий с использованием горизонтальных скважин, радиальных отводов и боковых стволов.

Большой опыт применения шахтного и термического способов разработки залежи ВВН накоплен на Ярегском месторождении в Республике Коми, где действуют три нефтяные шахты. Первая шахта была введена в действие в 1939 г.

В» истории разработки месторождения выделяются три основных периода [115]:

- опытная разработка скважинами, пробуренными с поверхности земли;

- шахтная дренажная разработка за счёт естественной энергии пласта;

- термошахтная разработка с тепловым воздействием на пласт.

В настоящее время Ярегское месторождение - единственное в мире, где в широком промышленном масштабе более 35лет применяется уникальная термошахтная технология, при которой для закачки пара и отбора нефти применяется плотная сетка вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин длиной до 300 м, пробуренных из подземных горных выработок [34, 102, 113].

На большей части месторождения в настоящее время применяется двух-горизонтная система теплового воздействия, при которой пар под давлением до 0,5 МПа закачивается через плотную сетку вертикальных и крутонаклонных скважин, пробуренных из надпластовых горных выработок, а нефть отбирается через пологовосходящие скважины, пробуренные через 20-30 м из буровых галерей кольцевой формы, расположенных в нижней части пласта (рис. 1.4).

При двухгоризонтной системе отработано и находятся в разработке свыше 500 га площадей, где текущая средняя нефтеотдача пласта около 40%, при паронефтяном отношении 2,69 т/т.

Технологические показатели разработки Ярегского месторождения термошахтным способом приведены на рис. 1.5, из которого видно, что внедрение термических методов было начато в 1968 г. Благодаря освоению термошахтной технологии годовая добыча нефти за последние 20 лет поддерживается на уровне 500 тыс. т. В 2006 г. за счёт закачки пара было добыто около 560 тыс. т нефти. Ежегодно закачивается в пласт около 1,2 млн т пара.

По всем системам термошахтных технологий (одногоризонтной, двухгоризонтной, двухярусной с оконтуривающими нагнетательными галереями, одногоризонтной с оконтуривающей нагнетательной галереей, панельной) с начала термошахтной разработки на 01.01.07 г. было введено в эксплуатацию 700 га площадей с начальными геологическими запасами свыше 40 млн т. Прирост нефтеотдачи на всей разрабатываемой площади составил около 38%. На полностью отработанной площади около 240 га с начальными геологическими запасами нефти 12,6 млн т нефтеотдача составила 51%. На отдельных участках нефтеотдача пласта превысила 60% [98].

А-А т т т т т т т т т т т т т т т Т Т

Условные обозначения r.v.vj песчаник tу////\ аргиллиты Гтгт'т| чуффиты

Рисунок 1.4 - Двухгоризонтная система теплового воздействия на пласт I I liliiiSi!

Годы Добыча ксфтн E

Удельный расход пара i I

Рисунок 1.5 - Технологические показатели разработки Ярегского месторождения термошахтным способом

В последние годы на Ярегском месторождении внедряется подземно-поверхностная система, при которой пар закачивается через поверхностные нагнетательные скважины, а нефть добывается через подземные добывающие скважины. Это позволило вынести всю систему пароснабжения на поверхность, а также увеличить темпы закачки и улучшить параметры закачиваемого пара (давление до 1,6 МПа). Применение эффективных систем теплового воздействия позволит увеличить добычу нефти более чем в 3 раза (от 500 до 1 700 тыс. т/год) [113, 141].

Термошахтный способ добычи нефти имеет большие перспективы. При разработке ВВН и битумов с поверхности, даже с применением тепловых и других методов, КИН редко превышает 20-30%. Термошахтный метод позволил увеличить КИН до 50-70%.

В XXI веке основными источниками углеводородного сырья станут месторождения с трудно извлекаемыми запасами, к которым относятся и месторождения ВВН и битумов. Распространение термошахтного метода на некоторые другие неглубоко залегающие месторождения позволит значительно увеличить ресурсную базу как у нас в стране, так и за рубежом [113, 141].

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Чупров, Илья Федорович

Основные выводы и рекомендации

Диссертационная работа представляет собой теоретические исследования и анализ промысловых работ при тепловом воздействии на залежи нефти аномально высокой вязкости и битумов, и создание на этой основе технологических принципов разработки подобных залежей. Реализация этих технологий позволяет решить важную научно-техническую проблему - вовлечь в активную разработку большие запасы высоковязких нефтей и битумов.

Результаты исследований формулируются в виде следующих положений:

1. Выполнен системный анализ отечественных и зарубежных исследований по тепловому воздействию на нефтяные пласты, а также различных технологий разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов. На основании проведенного анализа выявлены основные технологические проблемы и сформулированы направления работы по исследованию теоретических и технологических основ теплового воздействия на залежи аномально вязких нефтей и битумов.

2. Выполнено моделирование процесса термовоздействия с использованием коэффициента теплообмена. Получены точные и приближенные решения задачи. Обоснован механизм прогрева при закачке теплоносителя в однородный пласт.

3. Разработаны математические модели прогрева пласта, насыщенного нефтью аномально высокой вязкости или битумом в различных геолого-промысловых условиях с использованием естественных и искусственных зон высокой проницаемости, трещин, стволов скважин, водоносных пропластков. С помощью этих моделей обоснованы возможность и пути использования этих зон для организации эффективного процесса разработки залежей нефти аномально высокой вязкости и битумов.

4. На основе теоретических исследований разработаны технологические принципы теплового воздействия на залежи аномально вязких нефтей в различных геолого-промысловых условиях.

5. Разработана методика и на её основе компьютерная программа для оценки нефтеотдачи трещиноватого пласта, дренируемого системой горизонтальных скважин. Численные эксперименты показали результаты, близкие с фактической нефтеотдачей пласта Ярегского месторождения.

6. Построены статистические модели по данным, полученным при разработке Ярегского месторождения термошахтным методом. Полученные модели могут использоваться для прогнозирования технологических показателей разработки месторождений термошахтным способом.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Чупров, Илья Федорович, 2009 год

1. Аббасов, А.А. Гидродинамические и экспериментальные исследования вопросов, связанных с применением термического метода воздействия Текст. / А.А. Аббасов. Баку: Издательство АН Аз ССР, 1966. - 66 с.

2. Авдонин, Н.А. О различных методах расчёта температурного поля пласта при тепловой инжекции Текст. / Н.А. Авдонин // Известия вузов. Нефть и газ. 1964. - № 8. - С. 39-46.

3. Авдонин, Н.А. О некоторых формулах для расчёта температурного поля пласта при тепловой инжекции Текст. / Н.А. Авдонин // Известия вузов. Нефть и газ. 1964. - № 3. - С. 37-41.

4. Алиев, А.Г. Математическое моделирование технологических процессов при термошахтной разработке нефтяных месторождений Текст.: учеб. пособие для вузов / А.Г. Алиев. Ухта: УГТУ, 1998. - 56 с.

5. Алишаев, М.Г. Неизотерическая фильтрация при разработке нефтяных месторождений Текст. / М.Г. Алишаев, М.Д. Розенберг, Е.В. Теслюк. М.: Недра, 1985. - 172 с.

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

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

8. Антимиров, М.Я. К вопросу об интегральной величине тепловых потерь при тепловой инжекции в пласт Текст. / М.Я. Антимиров // Сборник научных трудов. М.: Недра, 1966. - 360 с.

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

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

11. Н.Байбаков, Н.К. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений Текст. / Н.К. Байбаков, А.Р. Гарушев. М.: Недра, 1977. - 233 с.

12. Байбаков, Н.К. Тепловые методы добычи нефти в России и за рубежом Текст. / Н.К. Байбаков, А.Г. Гарушев; Д.Г. Антониади. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 168 с.

13. Байков, Н.М. Перспективы развития топливно-энергетического комплекса в мире на период до 2030 г. Текст. / Н.М. Байков // Нефтяное хозяйство. -2006.-№11.-С. 134-137.

14. Байков, Н.М. Наращивание объёмов извлекаемых запасов нефти с помощью методов увеличения нефтеотдачи Текст. / Н.М. Байков // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 7. - С. 125-127.

15. Базовые принципы, эффективность и основные перспективы разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения Текст. /

16. B.В. Шкандратов, С.В. Буракова, С.О. Урсегов, Г.А. Тарасов // Нефтяное хозяйство. 2007. № 8. - С. 84-88.

17. Боксерман, А.А. Перспективы шахтной и термошахтной разработки нефтяных месторождений Текст.,/ А.А. Боксерман [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2003. - № 11. - С. 42-45.

18. Боксерман, А.А. Закономерности вытеснения нефти паром в сочетании с заводнением в слоисто-неоднородном пласте Текст. / А.А. Боксерман, А.В. Оноприенко // Нефтяное хозяйство. 1983. - № 7. - С. 32-35.

19. Боксерман, А.А. Геолого-физические критерии выбора объектов для^ применения тепловых методов разработки Текст. / А.А. Боксерман, И.А. Додонова, H.J1. Раковский // Геология нефти и газа. 1976. - № 10.1. C. 21-27.

20. Боксерман, А.Л. Динамика зон прогрева пласта при закачке в него пара Текст. / А.А. Боксерман // НТС ВНИИ: по добыче нефти; вып. 42. - М.: 1971. -С. 159-1691

21. Боксерман; А.Л. Разработка нефтяных месторождений путем: сочетания заводнения с нагнетанием пара Текст. / А.А. Боксерман, H.JI. Раковский, И.А. Глаз: // Разработка нефтяных и газовых месторождений? (итоги науки и техники). М.: - 1975. - С. 69-156.

22. Боксерман, А.Л. Основные направления развития- технологии тепловых методов увеличения- нефтеотдачи пластов. Термические методы повышения нефтеотдачи и пластов Текст. / А.Л. Боксерман. М.: Наука: - 1990. 164 с. .

23. Бондаренко; BIB. Обоснование равномерности-дренирования: многопластовых залежей нефти: при их освоении горизонтальными скважинами Текст. / В.В. Бондаренко // Нефтяное хозяйство. 2007. - № 12. - С. 74-76.

24. Борисов, Ю.П. Разработка, нефтяных месторождений горизонтальными^ многозабойными скважинами Текст. / Ю.П. Борисов, В.П. Пилатовский, В:П. Табаков;- М.:. Недра,-1964. 154 с.

25. Борисов, Ю.П. Добыча нефти с использованием горизонтальных и. многозабойных скважин Текст. / Ю.П. Борисов; В.П. Пилатовский^ В.П. Табаков. М.: Недра, 1964: - 306 с.

26. Бурже, Ж. Термические методы ; повышения нефтеотдачи пластов / Ж. Бурже, П. Сурио, М. Комбарну. М.: Недра, 1986. - 424 с.

27. Гарушев, А.Р. Термическое воздействие на пласт при разработке месторождений высоковязких нефтей Текст. / А.Р; Гарушев. М.: ВНИИОЭНГ, 1972: - 88 с.

28. Григорян, A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами Текст. / A.M. Григорян. М.: Недра, 1969. - 192 с.

29. Григорян, A.M. Разветвленно-горизонтальные скважины Текст. /

30. A.M. Григорян // Нефтяное хозяйство. 1976. - № 11. - С. 19-22.

31. Григулецкий, В.Г. Стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной многозабойной скважине в анизотропном пласте Текст. /

32. B.Г. Григулецкий, Б.А. Никитин // Нефтяное хозяйство. 1994. - № 1. - С. 29-30.

33. Градштейн, И.С. Таблицы интегралов, сумм, рядов и произведений Текст. / И.С. Градштейн, И.М. Рыжик. М.: Физматгиз, 1974. - 542 с.

34. Гулиев, М.А. К приближенному решению и электрическому моделированию задачи о течении жидкости в многослойной среде, разделяемой локально-проницаемыми зонами Текст. / М.А. Гулиев. — Баку, Доклады АН Аз ССР. 1968. т. 24. - № 7. - С. 105-110.

35. Гуменюк, А.С. Энциклопедия топливно-энергетического комплекса Европейского Севера Текст. / А.С. Гуменюк. М.: Независимое издательство «Пик». - 2008. - 638 с.

36. Гуров, Е.И. Применение термошахтной скважинно-дренажной системы для разработки месторождений тяжелых нефтей и битумов Текст. / Е.И. Гуров [и др.] // Нефтяное хозяйство. 1983. - № 5. - С. 28-31.63.

37. Гусейнзаде, М.А. Упругий режим в однопластовых и многопластовых системах Текст. / М.А. Гусейнзаде, А.К. Колосовская. М.: Недра, 1972. -450 с.

38. Джамалов, И.М. Перетоки нефти в слоистом пласте после прекращения закачки пара Текст. / И.М. Джамалов, JI.M. Матвиенко // Нефтяное хозяйство. 1977. - № 4. - С. 42-44.

39. Джамалов, И.М. Вытеснение нефти теплоносителями из обводненных слоистых пластов Текст. / И.М. Джамалов // Нефтяное хозяйство. 1978. -№ 12.-С. 49-51.

40. B.И. Сафронов// Нефтяное хозяйство. 19981 - № 6. - С. 12-17L

41. Диткин, В.А. Интегральные преобразования и операционное исчисление Текст. / В. А. Диткин, А.П. Прудников. -М.: Физматгиз, 1974. 542 с.

42. Добыча тяжелых и высоковязких нефтей. Текст. / И:М. Аметов [и др.]. М.:.Недра, 19985. - 205 с.44: Добычашефти из?битуминозных песчаников. Пат. США, кл: 166-272,. №4007788 РЖ Горное дело. - 1977. - №. - С. 56.

43. Добыча нефти из песчаников в Канаде. РЖ Горное дело. - 1977. — jYo12.-C.43.

44. Золотухин, А.Б. Моделирование процессов извлечения нефти из пластов с использованием методов увеличения нефтеотдачи Текст.: учеб. пособие для вузов / А.Б. Золотухин. М.: МИНХ и ГП им: И.М. Губкина, 1990. - 267 с.

45. Золотухин, А.Б. Некоторые-вопросы аналитического определения коэффициентов теплообмена Текст. / А.Б. Золотухин // Известия вузов. Нефть и газ.- 1972. №8.-С. 63-66.

46. Золотухин, А.Б. Определение температурного поля пласта при нагнетании в него водяного пара Текст. / А.Б. Золотухин, Т.Е. Малофеев// Известия; вузов. Нефть и газ. 1975. - №10. - G. 35-39.

47. Ибатуллин, Р:Р. Вытеснение нефти горячей водой из трещиновато-пористых пластов Текст. / P.P. Ибатуллин, Ю.П. Желтов // Нефтяное хозяйство. 1989. - № 7. - С. 41-43.

48. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых при- Совете министров СССР Текст. М.: - 1984.

49. Карслоу, Г. Теплопроводность твердых тел Текст.: / Г. Карслоу, Д. Егер. М.: Наука, 1964. - 321 с.

50. Кисиленко,. Б.Е. Закачка горячей воды для повышения нефтеотдачи трещиновато-пористых пластов с высоковязкой нефтью Текст. /

51. Б.Е. Кисиленко, Ф.А. Кеннави, В.М. Рыжик // Нефтяное хозяйство. 1977. -№ 12. - С. 29-32.

52. Коноплев, Ю.П. Выбор способа прогнозирования добычи нефти термошахтным методом по уклонам Текст. / Ю.П'. Коноплев // Нефтяное хозяйство. 1992. - №2. - С. 18-20:

53. Кудинов, В.И. Совершенствование тепловых методов разработки нефтяных месторождений Текст. / В'.И. Кудинов.' М.: Нефть и газ. - 1996. - 280 с.

54. Камке, Э. Справочник по ^обыкновенным* дифференциальным уравнениям Текст. / Э: Камке. М.: Наука, 1971. - 576 с.

55. Липаев, А.А. Совершенствование системы разработки битумных месторождений на основе геотеплового моделирования пластов Текст. / А.А-. Липаев, В.А. Чугунов, В.Д. Шевченко,1 3:А. Янгуразова // Нефтяное хозяйство. 2007. - № 1. - С. 46-47.

56. Лыков, А.В. Теория теплопроводности Текст. / А.В. Лыков. Mi: Высшая школа, 1967. - 510 с.

57. Лысенко, В.Д. Дебит горизонтальной скважины, перпендикулярной контуру питания Текст. / В.Д. Лысенко // Нефтепромысловое дело. 1999. -№9.-С. 12-14.

58. Лысенко, В.Д. Разработка нефтяных месторождений вертикальными и горизонтальными скважинами Текст. / В.Д. Лысенко // Нефтепромысловое дело. 1999. -№ 5. -С. 2-17.

59. Львовский, Е.Н! Статистические методы построения' эмпирических формул Текст. / Е.Н. Львовский, учебное пособие для вузов. М.: Высшая школа, 1988. - 233 с.

60. Максутов, Р.А. Освоение запасов высоковязких нефтей в России Текст. / Р.А. Максутов, Г. Орлов, А. Осипов // Технология ТЭК. № 12. -2005.

61. Малофеев, Г.Е. О моделировании процесса нагревания пласта при закачке горячей жидкости Текст. / Г.Е. Малофеев // Известия вузов. Нефть и газ. 1959. - № 9. - С. 28-32.

62. Малофеев, Г.Е. К расчёту определения температуры в пласте при закачке горячей жидкости в скважину Текст. / Г.Е. Малофеев // Известия вузов. Нефть и газ. 1960. - № 7. - С. 57-63.

63. Малофеев, Г.Е. Распределение температуры в пласте при нагнетании в него водяного пара Текст. / Г.Е. Малофеев // Сборник научных трудов. Термические методы увеличения нефтеотдачи и геотермия нефтяных месторождений. -М.: ВНИИОЭНГ, 1967. 187 с.

64. Малофеев, Г.Е. Сравнительная оценка формул для расчёта нагревания пласта при нагнетании в него водяного пара Текст. / Г.Е. Малофеев, Ф.А. Кеннави // Нефтяное хозяйство. 1969. - № 11. - С. 36-42.

65. Малофеев, Г.Е. О коэффициенте теплоотдачи от теплоносителя блокам трещиноватого пласта Текст. / Г.Е. Малофеев, Ф.А. Кеннави // Известия вузов. Нефть и газ. 1978. - № 1. - С. 29-35.

66. Мартузан, Б.Я. О температурном поле трехслойного пласта при тепловой инжекции Текст. / Б.Я. Мартузан // Теоретические и экспериментальные исследования разработки нефтяных месторождений. Казань: Изд-во ЮГУ, 1964. - С. 65-69.

67. Меркулов, В.П. Фильтрация к горизонтальной скважине конечной длины в пласте конечной мощности Текст. / В.П. Меркулов // Известия вузов. Нефть и газ. 1958. - № 1. - С. 73-80.

68. Меркулов, В.П. Экспериментальное исследование фильтрации к горизонтальной скважине конечной длины в пласте конечной мощности Текст. /

69. B.П. Меркулов // Известия вузов. Нефть и газ. 1958. - № 3. - С. 79-88.

70. Меркулов, В.П. О дебите наклонных и горизонтальных скважин Текст. / В.П. Меркулов // Нефтяное хозяйство. 1958. - № 6. - С. 51-56.

71. Мукминов, И.Р. Определение оптимальной длины горизонтальной скважины Текст. / И.Р. Мукминов // Нефтяное хозяйство. 2006. - № 9.1. C. 28-30.

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

73. О механизме притока нефти при паротепловой обработке скважин Текст. / Г.Е. Малофеев [и др.] // Нефтяное хозяйство. 1986. - № 6. -С. 38-40.

74. Пилатовский, В.П. Основы гидромеханики тонкого пласта Текст. / В.П. Пилатовский. -М.: Недра, 1966. 318 с.

75. Пилатовский, В.П. Исследование некоторых задач фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам, пластовым трещинам, дренирующим горизонтальный пласт Текст. / В.П. Пилатовский // Труды ВНИИ. М., 1961. -Вып. 32. - С. 68-80.

76. Подземная гидромеханика Текст. / К.С. Басниев, Н.М. Дмитриев, Р.Д. Каневская, В.М. Максимов. 2-е изд., исправл. - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. - 488 с.

77. Полубаринова-Кочина, П.Я. О наклонных и горизонтальных скважинах конечной длины Текст. / П.Я. Полубаринова-Кочина // Прикладная математика и механика АН СССР. 1956. - Т. 20. - С. 86-94.

78. Пудовкин, М.А. Краевые задачи математической теории теплопроводности в приложении к расчётам температурных полей в нефтяных пластах при заводнении Текст. / М.А. Пудовкин, И.К. Волков. Казань: Изд-во Казанского университета, 1978. - 187 с.

79. Пудовкин, М.А. Исследование нестационарного температурного поля нефтяного пласта при внутриконтурном заводнении Текст.: автореферат дис.докт. техн. наук: 05.15.06 / Пудовкин Михаил Александрович. Казань: КГУ, 1964. - 36 е.

80. РД 39-1-676-82. Методическое руководство по проектированию термошахтной разработки месторождений с высоковязкими нефтями и природными битумами (применительно к условиям Ярегского месторождения) Текст. -М.: Миннефтерпом, 1982. 188 с.

81. Разработка статистических зависимостей добычи нефти для систем воздействия на пласт при термошахтной разработке Ярегского месторождения Текст.: отчет о НИР: Договор № 070122-1/УГТУ; рук. Рузин Л.М. Ухта, 2007. - 101 с.

82. Развитие технологии парогравитационного воздействия на пласт на примере залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения Текст. / P.P. Ибатуллин, М.И. Амерханов, Н.Г. Ибрагимов, Р.С. Хисамов, А.И. Фролов // Нефтяное хозяйство. 2007. - №7. - С. 40-42.

83. Раковский, Н.Л. Температурное поле и теплопотери слоисто-неоднородного пласта при нагнетании теплоносителя Текст. / Н.Л. Раковский, О.Э. Цынкова // Известия АН СССР. Механика жидкости и газа. 1973. -№2.-С. 174-180.

84. Раковский, H.JI. Тепловая эффективность нагнетания теплоносителей в слоисто-неоднородные пласты Текст. / H.JI. Раковский // Нефтяное хозяйство. 1982.-№ 11. - С. 25-27.

85. Регрессионная модель зависимости производительности труда от квалификации рабочих и внутрисменных простоев Текст. / Г.А. Голубева, Л.П. Попова, Е.А. Канева, И.Ф. Чупров // Известия вузов. Нефть и газ. 2005. -№5.-С. 104-108.

86. Рубинштейн, Л.И. Температурные поля в нефтяных пластах Текст. / Л.И. Рубинштейн. М.: Недра, 1972. - 276 с.

87. Рубинштейн, Л.И. О температурном поле пласта при нагнетании в пласт горячего теплоносителя Текст. / Л.И. Рубинштейн // Труды Уфимского нефтяного института, № 2. Уфа, 1958. - С. 105-108.

88. Рузин, Л.М. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов Текст.: монография / Л.М. Рузин, И.Ф. Чупров; под ред. Н.Д. Цхадая. Ухта: УГТУ, 2007. - 244 с.

89. Рузин, Л.М. О возможности прогрева трещиноватой залежи высоковязкой нефти, подстилаемой водой Текст. / Л.М. Рузин, В.И. Мигунов, И.Ф. Чупров // Нефтяное хозяйство. 1977. - № 9. - С. 36-38.

90. Рузин, Л.М. Задача о теплопроводном прогреве нефтяного пласта через плотную сетку скважин Текст. / Л.М. Рузин; институт Печорнипинефть, И.Ф. Чупров; Ухтинский индустриальный институт. Ухта, 1978. - 10 с. Деп. в ВИНИТИ 17.04.1978, №150.

91. Рузин, Л.М. Развитие тепловых методов разработки пермо-карбо-новой залежи Усинского месторождения Текст. / Л.М. Рузин // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 2. - С. 82-84.

92. Рузин, Л.М. Оценка эффективности применяемых технологий теплового воздействия на пласт Ярегского месторождения Текст. / Л.М. Рузин, А.И. Куклин // Интервал. 2002. - № 4. - С. 33-39.

93. Рузин, Л.М. Некоторые особенности теплового воздействия в условиях трещиновато-пористых коллекторов Текст. / Л.М. Рузин // Геология иразработка нефтяных месторождений Коми АССР. М.: ВНИИОЭНГ. - 1976. -122 с.

94. Рузин, JI.M. Некоторые технологические принципы разработки неоднородных залежей, содержащих аномально вязкую нефть Текст. / Л.М; Рузин // Интервал, т- 2002. № 4. - С. 23-32.

95. Рузин, Л.М. Совершенствование технологии добычи высоковязких нефтей и битумов на основе сочетания тепловых и химических методов воздействия на пласт Текст. / Л.М. Рузин, А.К. Цехмейстрюк // Нефтяное хозяйство. -1993.-№ 10.-С. 32-36.

96. Составление технологической схемы разработки Ярегского месторождения термошахтным способом: отчёт о НИР Текст.: 10/79 Институт Печорнипинефть; рук. Тюнькин Б.А.; испол. Чупров И.Ф., Левин Г.П. 1979. -103 с. № ГР Б-8371815.

97. Сургучев, М.Л. Определение дебита и эффективности наклонных скважин Текст. / М.Л. Сургучев, В.П. Меркулов // Нефтяное хозяйство. 1960. -№2.-С. 35-41.

98. Схема расчёта параметров теплового воздействия в трещиновато-пористых пластах Текст. / Ю.В. Желтов, В.М. Рыжик, М.Г. Бернардиев, А.Г. Васильков // Нефтяное хозяйство. 1976. - № 5. - С. 31-34.

99. Тепловая1 обработка истощенного нефтяного пласта Текст. / Э.Б. Чекалюк, К.А. Оганов, А.Н. Снарский, Е.А. Степанченко // Нефтяное хозяйство. 1954. - № 1. - С. 33-38.

100. Термические методы воздействия на нефтяные пласты Текст.: Справочное пособие / Ф.Г. Арджанов [и др.]. М.: Недра. - 1995. - 192 с.

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

102. Термошахтная разработка нефтяных месторождений Текст. / Ю.П. Коноплев, В.Ф. Буслаев, З.Х. Ягубов, Н.Д. Цхадая. М.: Недра, 2006. - 288 с.

103. Трудноизвлекаемые ресурсы и разработка залежей вязких нефтей Текст. / Я.Л. Белорай, И.Я. Кононенко, М.В. Чертенков, А.А. Чередниченко // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 7. - С. 120-122.

104. Тюнькин, Б.А. Опыт подземной разработки нефтяных месторождений и основные направления развития термошахтного способа добычи нефти Текст. / Б.А. Тюнькин, Ю.П. Коноплев. Ухта: Печорнипинефть, 1996. - 160 с.

105. Тюнькин, Б.А. Вязкоупругие системы для регулирования закачки пара при термошахтной разработке Текст. / Б.А. Тюнькин [и др.] // Нефтяное хозяйство. 1987. - № 10. - С. 47-50.

106. Уилман, Б.Т. Лабораторные исследования нефтеотдачи при нагнетании пара Текст. / Б.Т. Уилман, В.В. Валлерой // Перевод № 10/62 Д. М.: ГОСИНТИ, 1962.

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

108. Чарный, И.А. Об эквивалентной насыщенности при решении задач двухфазной фильтрации-Текст. / И.-А. Чарный, В.Н. Донецкий, Чэнь Чжун-сян // Известия вузов. Нефть и газ. 1960. - № 2. - С. 17-21.

109. Чекалюк, 3JE>i Температурный-профиль пласта при нагнетании теплоносителя в скважину Текст. / Э.Б. Чекалюк // Нефтяное хозяйство. 1955. -№ 4. - С. 39-42.

110. Чудновский, А.Ф. Теплофизика почв Текст. / А.Ф. Чудновский. -М.: Наука, 1976. 352 с.

111. Чупров,- И;Ф. Исследование температурного поля нефтяного пласта при термовоздействии с помощью преобразования1 Вебера Текст. / И.Ф. Чупров // Теория функций: Тезисы докладов Всесоюзного семинара. -Сыктывкар, 1993. С. 73-74.

112. Чупров, И.Ф. Исследование распределения тепла в пласте при радиальном течении горячей жидкости Текст. / И.Ф. Чупров // Известия вузов. Нефть и газ. 1999. - № 5. - С. 34-37.

113. Чупров, И.Ф. Статистическая модель расчёта и прогнозирования добычи нефти на Ярегском месторождении Текст.: сборник научных трудов №5 / И.Ф. Чупров, И.В. Гребенщиков. Ухта: УГТУ, 2001. - С. 69-73.

114. Чупров, И.Ф. Выявление связей и прогноз показателей нефтедобычи методом многофакторного регрессионного анализа Текст.: сборник научных трудов. Ч. III. / И.Ф. Чупров, И.И. Волкова, Е.А. Канева. Ухта: УГТУ,2006. С. 198-202.

115. Чупров, И.Ф. Решение прикладных задач нефтегазового дела приближенными методами Текст. / И.Ф. Чупров, А.А. Мордвинов. Ухта: УГТУ. -2008.-118 с.

116. Чупров, И.Ф. Моделирование температуры пласта при закачке пара в водоносный пропласток Текст. / И.Ф. Чупров // Известия вузов. Нефть и газ. -2008.-№4.-С. 60-64.

117. Чупров, И.Ф. Тепловая эффективность при прогреве пласта через водоносный пропласток Текст. / И.Ф. Чупров // Нефтепромысловое дело. 2008. -№ 12.-С. 28-31.

118. Чупров, И.Ф. Динамика фильтрационных сопротивлений пласта при закачке пара в водоносный пропласток Текст. / И.Ф. Чупров // Известия вузов. Нефть и газ. 2008. - № 5. - С. 43-46.

119. Чупров, И.Ф. О возможности прогрева залежи высоковязкой нефти через трещины Текст. / И.Ф. Чупров // Геология, геофизика, разработка нефтя-: ных и газовых.месторождении. 2008: - № 10. - С. 50-521

120. Чупров, И.Ф: Статистическая- модель, для; прогнозирования: добычи нефти термошахтным методом Текст. / И.Ф. Чупров // Нефтепромысловое дело: 2009. - №• 1. - С. 26-27.

121. Щандрыгин, А.Н. Разработка залежей;тяжелой; нефти-и природного битума, методом парогравитационного дренажа Текст.; / А.Н. Шандрыгин, М:Т. Нухасв, В.В; Тсртычный // Нефтяное хозяйство. 2006: - № 7. - С. 92-96.

122. Шейнман, А.Б. Воздействие на пласт, теплом! при добыче нефти Текст. / А.Б. Шейнман, F.E. Малофеев, А.И. Сергеев. М;: Недра, 1969: — 254с. ,

123. Шкандратов, В:В: Опыт разработки и перспективы- повышения добычи нефти на ЯрегскомшесторождениигТекст.[/ BiB: Шкандратов, И.В. Герасимов, Ю.Ш. Коноплев// Нефтяное хозяйство. 2007. - № 8. - С. 81-83:

124. Butler, R. Thermal Recovery of Oil and Bitumen / R. Butler // Jnc. new -jersey, 1991. p.p. 285-359.145; Goqdell; Unit CO2 floodhields positive results // Oil and Gas Journal. -2004. April 12. P. 48-49.

125. Farouq Ali, S.Mi Effects of differences in the overburden and^ underdur-den on Stean'FluidJperformanceTS.Ml Farouq^Alii//^Producers Monthly.- 1966. -№12:-vol. 30.

126. Grenn D:W. Heat; Transfer Nith a Houmg HuidiThrouqh^Porous Media -Ph. D. Thesis University of Oklahoma, 1962.

127. Giqer, F.M. Analytic two-dimensional of water cresting before break-thround for horizontal wells / F.M. Giqer // SPERE, Nov. 1989. - P. 409-416.

128. Joshi, S.D. Horizontal Well Technology / S.D. Joshi. Tulsa: Penn Well Publishing Company, 1991. - 535 p.

129. Joshi, S.D. Horizontal wells. Successes and failures / S.D. Joshi // JPT, 1994. Vol. 33, - № 3. - P. 15-17.

130. Joshi, S.D. Production forecasting methods for horizontal wells / S.D. Joshi // Paper SPE 17580, 1988.

131. Lauwverier, H.A. The Transport of Heat in Oil Layer Caused bu the Jnjection of Hot Fluid / H.A. Lauwverier. Applied Scientific Research. Section A. -1955. vol. 5, № 2, 3. - p. 145-150.

132. Landrum, B.L. Calculation of Crudeoil recovery by Steam Jnjection / B.L. Landrum, J.E. Smith, P.B. Grauford // Petroleum Transactions. AIME. - 1960. -vol. 219.

133. Marx, J.N. Reservoir Heatinq by Hot Fluid Jnjection / J.N.Marx, R.H. Langenheim // Perolum Transaction, AIME, 1960. - vol. 219.

134. Vittoras, E. Ynterpetution of Production Data From cyclic Steem Stimulation at Cold Lake / SPE 20527 / Proceeding 65-th Amnual Technical Conference of the SPE. New Orleans LA? September 23-26. V. P. 596-574.