Влияние растворимости СО2 в нефти и динамической вязкости систем «нефть – сверхкритический СО2» на коэффициент вытеснения нефти сверхкритическим СО2 из неоднородной модели пласта тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Давлетшин Адель Альбертович

• Давлетшин Адель Альбертович
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Давлетшин Адель Альбертович

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1 Теоретические основы применения сверхкритических флюидных систем для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов

1.1 Описание неоднородных пористых сред

1.2 Обзор экспериментальных методов исследования процесса вытеснения нефти из неоднородного пласта с использованием паро-тепловых и физико - химических методов увеличения нефтеотдачи

1.3 Анализ технологической эффективности паротепловых и физико

- химических вытесняющих агентов в неоднородном пласте

1.3.1 Анализ технологической эффективности паротепловых вытесняющих агентов в неоднородном пласте

1.3.2 Анализ технологической эффективности физико -химических вытесняющих агентов в неоднородном пласте

1.4 Экспериментальные методы и установки для исследования процесса вытеснения нефти различной вязкости при растворении в ней газовых и сверхкритических вытесняющих агентов

1.5 Обзор методов расчета фазовых равновесий в пластовых системах и динамической вязкости газонасыщенной пластовой нефти

1.5.1 Расчет критических свойств пластовых флюидов

1.5.2 Обзор эмпирических уравнений для расчета фазовых равновесий в многокомпонентных пластовых системах и динамической вязкости нефти различной степени газонасыщенности

1.6 Математическое моделирование процесса вытеснения нефти вторичными и третичными вытесняющими агентами

1.6.1 Математическое моделирование процесса однофазной фильтрации

1.6.2 Математическое моделирование процесса многофазной филь-

трации

1.6.3 Математические модели процесса вытеснения нефти из неоднородных пластов

1.6.4 Использование методов математической статистики для моделирования и оценки степени неоднородности пористых сред

Выводы по Главе 1, цели, задачи исследования

Глава 2 Экспериментальные стенды и методики измерения растворимости, коэффициента вытеснения нефти сверхкритическими флюидными системами в неоднородных пористых средах терриген-ного типа и динамической вязкости систем «нефть - сверхкритический СО2»

2.1 Схема экспериментальной установки для исследования растворимости СО2 в нефти в процессе вытеснения нефти сверхкритическим СО2 из неоднородного пласта

2.1.1 Насыпная модель нефтяного пласта

2.1.2 Система нагнетания сверхкритического диоксида углерода в модель пласта

2.1.3 Система насыщения пористой среды нефтью и водой и методика насыщения пористой среды нефтью

2.1.4 Система противодавления и проботбора

2.1.5 Система измерения давления

2.1.6 Система регулирования температуры и термостатирования модели пласта

2.1.7 Система создания оторочек сверхкритического СО2 и воды

2.1.8 Методика определения абсолютной проницаемости неоднородной пористой среды по газу и по воде

2.1.9 Подготовка неоднородной пористой среды к эксперименту

2.1.10 Подготовка модельных углеводородсодержащих жидкостей к эксперименту

2.1.11 Исследование растворимости углекислого газа в нефти различной вязкости в режиме фильтрации потока «нефть -сверхкритический 68 СО2»

2.1.12 Результаты пробных опытов по измерению растворимости СО2 в углеводороде

2.1.13 Оценка неопределенности экспериментального определения растворимости СО2 в нефти

2.1.14 Методика измерения коэффициента вытеснения нефти сверхкритическим СО2 из неоднородного пласта

2.1.15 Расчет неопределенности измерения параметров

2.1.16 Пробные измерения

2.2 Установка и методика экспериментального исследования динамической вязкости газонасыщенной нефти в диапазоне давлений до

50 МПа, температур до 473 К

2.2.1 Экспериментальная установка для измерения динамической 82 вязкости газонасыщенной нефти

2.2.2 Измерение динамической вязкости нефти различной газона- 85 сыщенности в интервале давлений до 50 МПа, температур до 473 К

2.2.3 Пробные измерения динамической вязкости

2.2.4 Расчет неопределенности измерения вязкости газонасыщенной

нефти

Выводы по главе

Глава 3 Исследование процесса вытеснения нефти сверхкритическим СО2 и оторочками сверхкритического СО2 и воды из микронеоднородной пористой среды

3.1 Измерение растворимости диоксида углерода в углеводороде и нефти и динамической вязкости газонасыщенной нефти

3.2 Теплофизические свойства пластовых флюидов в широком ин-

тервале изменения температур и давлений

3.3 Расчет фазовых равновесий в пластовых системах

3.4 Исследование процесса вытеснения нефти с использованием сверхкритического СО2 и оторочек сверхкритического СО2 и воды

из неоднородного пласта

3.5 Математическая модель процесса нестационарной фильтрации систем «нефть - сверхкритический СО2» в неоднородной пористой среде

3.6 Планирование и анализ результатов опытно - промысловых работ по апробации технологии сверхкритического СО2 - вытеснения на Стрелковском месторождении Самарской области

3.6.1 Результаты опытно - промысловых работ по апробации технологии сверхкритического СО2 - вытеснения на Стрелковском месторождении Самарской области

3.6.2 Расчет технологического эффекта при проведении опытно

промышленных работ

Выводы по главе

Заключение

Список используемых источников информации

Список сокращений и условных обозначений: СК - сверхкритический СКФ - сверхкритический флюид КИН - коэффициент извлечения нефти КВН - коэффициент вытеснения нефти МУН - метод увеличения нефтеотдачи ОФП - относительная фазовая проницаемость ВПГ - внутрипластовое горение

КМПН - коэффициента межфазного поверхностного натяжения

СКО - среднеквадратичное отклонение

ОПР - опытно - промысловые исследования

П.О. - поровые объемы

СО2 - диоксид углерода

М - молярная масса

х- растворимость

а - массовая доля

^ -динамическая вязкость

ТЦВП - теплоциклическое воздействие на пласт

Введение

В современной нефтедобывающей промышленности России значительную долю занимает трудноизвлекаемая нефть, эффективное освоение трудноизвлекаемой нефти возможно лишь при применении новых методов добычи, позволяющих преодолеть пороговые ограничения вторичных методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Роль третичных МУН в сложившейся ситуации значительно возрастает, учитывая то обстоятельство, что значительное число месторождении в России вошли в завершающую стадию разработки с падающей добычей.

Коэффициент извлечения нефти (КИН) при применении вторичных МУН (прежде всего, заводнения) имеет значения, не превышающие (10 - 15) % по причине анизотропии и исключительно высокой макронеоднородностью как терригенных, так и карбонатных коллекторов, существенные различия в проницаемости пропластков в которых приводит к существенным различиям фильтрационных сопротивлении. Такие значения характерны, например, для Стрелковского месторождения Самарской области. Это обуславливает неравномерность продвижения водонефтяного контакта пласте. При этом, чем больше соотношение в проницаемостях и ниже проницаемость, тем больше неравномерность продвижения фронта и тем меньше КИН пласта.

Разрабатываемая в настоящей диссертации технология освоения неоднородных коллекторов с использованием сверхкритических флюидных систем относится к третичным методам увеличения нефтеотдачи и может быть применена в широком диапазоне горно-геологических условий, порометри-ческих характеристик пласта и физико - химических свойств пластовой нефти за счет преодоления пороговых ограничений, свойственных традиционным методам добычи нефти. Термодинамические условия, существующие в нефтяном пласте, позволяют закачивать СО2 в сверхкритическом состоянии, что определяет преимущества его по сравнению с другими вытесняю-

щими агентами: низкую кинематическую вязкость, высокий коэффициент диффузии, высокий коэффициент охвата неоднородных коллекторов при использовании оторочек сверхкритического СО2 и воды.

Для освоения неоднородных коллекторов, характеризующихся низкими значениями проницаемости пористой среды, в настоящей диссертации будет исследована, закачка чистого сверхкритического СО2, закачка оторочек сверхкритического СО2 и воды, в связи с тем, что вытеснение нефти с использованием сверхкритического углекислого газа из неоднородных коллекторов в настоящее время еще недостаточно исследованы: отсутствуют надежные экспериментальные данные по зависимости КИН от термобарических условий, порометрических свойств пласта, режимов закачки вытесняющих агентов и др.

Однако использование зарубежного опыта и результатов промысловых исследований на отечественных нефтяных промыслах не представляется возможным вследствие ряда причин. На КИН влияет большое количество факторов: состав углеводородного сырья, температура, пластовое давление, физико - механические свойства пласта - коллектора, режимы нагнетания. Кроме того, на процесс вытеснения нефти влияют физико - химические свойства вытесняющих агентов, такие как вязкость жидкой и паровой фаз, поверхностное натяжение, краевые углы смачивания, а также отношение объема вытесняющего агента к поровому объему. Указанные выше факторы значительно отличаются даже в пределах одного месторождения, тем более нельзя масштабировать результаты, полученные на промыслах в США и Канаде, нефтяные месторождения Урало - Поволжья. Этими причинами объясняется необходимость проведения лабораторных исследований на физических моделях нефтяного пласта и создание математической модели процесса многофазной многокомпонентной фильтрации в пористой среде с последующим обобщением с использованием теории подобия. В этом случае риск неполучения положительного результата в промысловых условиях минима-

лен, а новый метод освоения нефти позволит эффективно осваивать трудно-извлекаемые нефти.

Работа выполнялась в рамках договора целевого финансирования ИВФ РТ № №15/139/2016 от

Степень научной разработанности проблемы.

В работах Чью и Коннели, Брота Р.А., КутуковаС.Е и Дунюшкина И.И. разработаны уравнения для расчета динамической вязкости углеводородов и нефти различной степени газонасыщенности. Показано, что при растворении газов в углеводородах их динамическая вязкость снижается. Для моделирования фазовых равновесий в нефти, насыщенной сверхкритическим диоксидом углерода, используются эмпирические уравнения Пенга - Робинсона, Редлиха - Квонга. В настоящей диссертации используется эмпирическое уравнение А.И. Брусиловского, относительная погрешность расчета летучести по которому ниже применяемых на сегодня уравнений, для которого получены эмпирические коэффициенты межмолекулярного взаимодействия. Автором проведен анализ применяемых уравнений для расчета динамической вязкости нефти при растворении в ней сверхкритического СО2, показано, что применение уравнения И.И. Дунюшкина позволяет снизить относительную погрешность расчета динамической вязкости. Автором для уравнения Дунюшкина И.И. получены эмпирические коэффициенты А и 5, в которые входят значения массовой доли диоксида углерода.

Для математического моделирования процесса вытеснения нефти применяются модели фильтрации системы «жидкость - жидкость», «жидкость -газ», описывающие многофазную многокомпонентную фильтрацию сжимаемой и несжимаемой жидкости, фильтрацию газированной жидкости, разработанные Щелкачевым В.Н., Розенбергом М.Д. в приближениях Раппорта и Лиса, Баклея и Леверетта. Схемы экспериментальных установок, методики проведения исследования и получаемые результаты применительно к вытеснению нефти вторичными вытесняющими агентами из неоднородных пластов приведены в работах Закса С.Л., Зацепина В.В., Кожабергенова М.М.,

Каневской Р.Д. Автором экспериментально показано увеличение коэффициента вытеснения нефти за счет снижения динамической вязкости пластовой нефти при растворении в ней сверхкритического СО2.

Объект исследования. Растворимость в системе «нефть - сверхкритический СО2» и коэффициент вытеснения нефти из неоднородной пористой среды.

Предмет исследования. Влияние растворимости диоксида углерода в нефти на ее динамическую вязкость и конечный коэффициент вытеснения нефти из неоднородной модели пласта.

Целью диссертационной работы является разработка метода увеличения коэффициента вытеснения нефти из неоднородных пластов с использованием сверхкритических флюидных систем.

Задачи, решаемые для достижения поставленной цели:

1. Создать экспериментальную установку и разработать методику измерения растворимости СО2 в нефти и коэффициента вытеснения нефти из неоднородного пласта при давлениях до 25 МПа температурах до 473 К.

2. Получить новые результаты, а именно:

- экспериментальные данные по растворимости сверхкритического диоксида углерода в модельной и реальной нефти в диапазоне давлений (8 - 14) МПа, температур (313 - 333) К;

- экспериментальные данные по динамической вязкости модельной и реальной нефти, насыщенной углекислым газом в интервале давлений (8 - 14) МПа, температур (313 - 333) К.

3. Получить новые эмпирические коэффициенты для расчета динамической вязкости по уравнению И.И. Дунюшкина для систем «трансформаторное масло - сверхкритический СО2» и «нефть Степноозерского месторождения - сверхкритический СО2» в диапазоне давлений (8 - 14) МПа, температур (313 - 333) К и новые коэффициенты бинарного взаимодействия в системе «трансформаторное масло - сверхкритический СО2», «нефть Степ-ноозерского месторождения - сверхкритический СО2» для определения лету-

чести и растворимости сверхкритического СО2 в нефти по уравнению А.И. Брусиловского.

4. Увеличить коэффициент вытеснения нефти с использованием сверхкритических флюидных систем из микронеоднородных пластов.

5. Разработать адекватную математическую модель процесса вытеснения нефти сверхкритическим СО2 из неоднородной пористой среды и получить численное решение по значениям коэффициента вытеснения нефти сверхкритическим СО2 из микронеоднородной пористой среде в интервале давлений (8 - 14) МПа, температур (313 - 333) К.

6. Экспериментально получить нормы расхода сверхкритического диоксида углерода, разработать технологические рекомендации по закачке сверхкритического диоксида углерода в неоднородные пласты.

Научная новизна исследования:

1. Получены новые экспериментальные результаты при давлениях до 14 МПа и температурах 313 и 333 К по:

- растворимости сверхкритического диоксида углерода в трансформаторном масле;

- растворимости сверхкритического диоксида углерода в нефти Степноозер-ского месторождения Республики Татарстан;

- динамической вязкости трансформаторного масла различной степени газонасыщенности методом падающего груза;

- динамической вязкости газонасыщенной нефти Степноозерского месторождения Республики Татарстан методом падающего груза.

2. Методом минимизации функции ошибок получены новые эмпирические параметры в системах «трансформаторное масло - сверхкритический СО2», «нефть Степноозерского месторождения - сверхкритический СО2»:

- коэффициенты А и 5 уравнения И.И. Дунюшкина для расчета динамической вязкости;

- коэффициенты бинарного взаимодействия в системе, для расчета летучести и растворимости сверхкритического СО2 в нефти по уравнению А.И. Бруси-ловского для адекватной математической модели.

3. Получены новые экспериментальные результаты по коэффициенту вытеснения нефти сверхкритическим СО2 и оторочками сверхкритического СО2 и воды из микронеоднородного пласта, которые показали, что:

- использование сверхкритического СО2 и оторочек сверхкритического СО2 и воды позволяет увеличить коэффициент вытеснения нефти на (30 - 35) % по сравнению с заводнением;

- при вытеснении вязкой и высоковязкой нефти основным механизмом увеличения коэффициента вытеснения нефти является снижение динамической вязкости нефти в интервале (50 - 1000) %, увеличение динамической вязкости сверхкритического диоксида углерода в (2 - 4) раза.

4. Разработана адекватная математическая модель и получены новые расчетные данные по коэффициенту вытеснения нефти сверхкритическим СО2 из микронеоднородной пористой среды в интервале температур (313 -333 К), давлений (8 - 14 МПа), массовой доли СО2 в нефти (0,05 - 0,4) м.д

5. Выданы исходные данные на проведение опытно - промышленных испытаний на промыслах Стрелковского месторождения Самарской области.

Теоретическая и практическая значимость работы:

Получены новые экспериментальные данные по растворимости СО2 в трансформаторном масле вязкостью 38 мПа*с, нефти Степноозерского месторождения Республики Татарстан, динамической вязкости газонасыщенного трансформаторном масле и нефти Степноозерского месторождения Республики Татарстан, насыщенной сверхкритическим диоксидом углерода, эмпирические параметры А и В уравнения И.И. Дунюшкина, эмпирические параметры межмолекулярного взаимодействия уравнения состояния А.И. Бру-силовского, разработана адекватная математическая модель, получены численно новые значения КВН сверхкритическим СО2 из микронеоднородной модели пласта; преодолены пороговые ограничения вторичных методов уве-

личения нефтеотдачи по степени неоднородности пористой среды и вязкости пластовой нефти, получены экспериментальные результаты по коэффициенту вытеснения нефти из микронеоднородной пористой среды сверхкритическим СО2 и оторочками сверхкритического СО2 и воды, получены новые экспериментальные результаты по массовому расходу сверхкритического СО2 для вытеснения нефти из микронеоднородного пласта; достигнуто снижение массового расхода СО2 при закачке оторочек сверхкритического СО2 и воды по сравнению с закачкой сверхкритического СО2, даны технологические рекомендации на проведение опытно промышленных испытаний метода СК СО2 - вытеснения на Стрелковском месторождении Самарской области.

Внедрение результатов исследований.

Экспериментальные и расчетные данные, полученные автором, внесены в базу данных при проектировании Стрелковского месторождения в Самарской области по закачке сверхкритического СО2 и проведении опытно -промышленных испытаний. Имеется справка об использовании результатов диссертационной работы при проектировании Стрелковского нефтяного месторождения в Самарской области от ООО «Дельтапром - инновации».

Личный вклад автора:

1. Создан экспериментальный стенд и разработана методика получения термодинамически согласованных результатов по растворимости сверхкритического СО2 в трансформаторном масле и нефти Степноозерского месторождения и коэффициента вытеснения нефти сверхкритическим СО2 из микронеоднородного пласта в интервале давлений до 25 МПа, температур до 473 К.

2. Получены новые термодинамически согласованные экспериментальные данные по растворимости СО2 в трансформаторном масле, нефти Степноозерского месторождения и коэффициенту вытеснения нефти сверхкритическим СО2 при различных схемах его закачки из микронеоднородной пористой среды и динамический вязкости трансформаторного масли и нефти

Степноозерского месторождения различной газонасыщенности в диапазоне давлений до 14 МПа, при температурах 313 и 333 К.

3. Получены новые эмпирические параметры - коэффициенты бинарного взаимодействия и параметры уравнения И.И. Дунюшкина для систем «трансформаторное масло - сверхкритический СО2», «нефть Степноозерско-го месторождения - сверхкритический СО2».

4. Разработана адекватная математическая модель нестационарной фильтрации потока «нефть - сверхкритический СО2» в микронеоднородной пористой среде, рассчитаны значения коэффициентов вытеснения нефти сверхкритическим СО2 из микронеоднородной пористой среды.

5. В диапазоне давлений до 14 МПа, при температурах 313 и 333 К экспериментально получены нормы расхода сверхкритического диоксида углерода при вытеснении им модельной и реальной нефти из неоднородной пористой среды для различных схем закачки, которые использованы при проведении опытно - промышленных испытаний на промыслах Стрелков-ского месторождения Самарской области, выданы технологические рекомендации на проведение опытно - промысловых работ по закачке диоксида углерода на Стрелковском месторождении Самарской области.

На защиту выносятся:

1. Схемы экспериментальных установок и методики получения термодинамически согласованных результатов в интервале давлений (8 - 14 МПа) и температур (313 - 333) К по:

- растворимости СО2 в трансформаторном масле и нефти Степноозерского месторождения в процессе вытеснения нефти СК СО2 из неоднородной пористой среды и коэффициенту вытеснения нефти с использованием сверхкритического СО2 и оторочек сверхкритического СО2 и воды.

- динамической вязкости нефти, насыщенной сверхкритическим углекислым газом методом падающего груза.

2. Новые экспериментальные результаты по растворимости диоксида углерода в нефти, коэффициенту вытеснения нефти СК СО2 и оторочками СК

СО2 и воды из микронеоднородного пласта и динамической вязкости газонасыщенной нефти, в интервале давлений до 14 МПа, температур до 333 К.

3. Новые значения коэффициента бинарного взаимодействия в системах «трансформаторное масло - СК СО2» и «нефть Степноозерского месторождения - СК СО2» при давлениях до 14 МПа, температурах до 333 К.

4. Адекватная математическая модель нестационарной фильтрации системы «нефть - сверхкритический СО2» в неоднородном пласте, расчетные данные по значениям коэффициента вытеснения нефти СК СО2 в неоднородной пористой среде в интервале давлений до 14 МПа, температур до 333 К.

5. Технологические рекомендации на проведение опытно - промышленных испытаний и анализ их результатов по закачке диоксида углерода на Стрелковского месторождения Самарской области.

Достоверность и обоснованность результатов подтверждается соблюдением фундаментальных законов термо- и гидродинамики, тепло- и массо-обмена, использованием общепринятых методов экспериментальных исследований, согласованностью полученных экспериментальных данных с литературными и расчетом погрешности результатов измерений.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Влияние растворимости СО2 в нефти и динамической вязкости систем «нефть – сверхкритический СО2» на коэффициент вытеснения нефти сверхкритическим СО2 из неоднородной модели пласта»

Апробация работы

VIII Научно - практическая конференция с международным участием «Сверхкритические флюиды (СКФ): фундаментальные основы, технологии, инновации, Зеленоградск, 2015 г., Межрегиональная научно - практическая конференция «Перспективы увеличения ресурсной базы разрабатываемых месторождений, в том числе из доманиковых отложений», Лениногорск, 2015 г., III Всероссийская студенческая конференция с международным участием, посвященной 140 - летию со дня рождения химика - органика Ю.С. Заль-кинда, Санкт - Петербург, 2015, Международная научно - практическая конференция «Актуальные вопросы исследования нефтегазовых пластовых систем», 2016 г., Международная научно-практическая конференция «Водно -энергетический форум - 2018», Казань, 2018 г.

Диссертационная работа в конечном варианте заслушана на расширенном заседании кафедры «Теоретические основы теплотехники» Казанского национального исследовательского технологического университета, на заседании кафедры «Теплотехника и энергетическое машиностроение» Казанского национального исследовательского технического университета им. А. Н. Туполева.

Публикации. По результатам исследований опубликовано: 5 статей в Российских и международных журналах, в т.ч. 1 статьи в журналах, входящих в список Scopus, 4 статьи в рецензируемых научных журналах и изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки России, все статьи по защищаемым специальностям.

Соответствие паспорту специальности 1.3.14 «Теплофизика и теоретическая теплотехника», в части пункта 6 - «Экспериментальные исследования, физическое и численное моделирование процессов переноса массы, импульса и энергии в многофазных системах и при фазовых превращениях», и в части пункта 7 - «Экспериментальные и теоретические исследования процессов совместного переноса тепла и массы в бинарных и многокомпонентных смесях веществ, включая химически реагирующие смеси». Соответствие паспорту специальности 2.8.4 в части пункта 4 - «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов» и в части пункта 2 -«Геолого - физические и физико - химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа».

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, трех глав, выводов, списка использованных источников литературы, насчитывающего 113 наименований. Объем диссертации составляет 135 страниц машинописного текста. В работе содержится 48 рисунков и 13 таблиц.

Глава I Теоретические основы применения сверхкритических флюидных систем для повышения нефтеотдачи в неоднородных пластах

1.1 Описание неоднородных пористых сред

Одной из важнейших характеристик нефтяного пласта- коллектора является геологическая неоднородность, понятие это было введено в начале 60-х годов XXвека вследствие того, что получаемые с помощью гидродинамических моделей проектные показатели разработки, отличались от фактиче-ских.Не смотря на значительный объем экспериментальных исследований, выполненных в работах М.А. Жданова, А.П. Крылова, В.С. Мелик- Пашаева, Ю.П. Борисова, М.И. Максимова, М.Л. Сургучева, В.В. Воинова, Л.Ф. Дементьева, В.Д. Лысенко, О.К. Обухова, Е.И. Семина, З.К. Рябининой и др. к настоящему времени отсутствует единая точка зрения, касающаяся терминологии, классификации и оценки степени неоднородности пластов. В этой связи существующие подходы к оценке неоднородности предусматривают различную степень детализации структуры месторождения.

Под геологической неоднородностью понимается изменчивость проницаемости по разрезу нефтяного пласта, то есть она связана с чередованием проницаемых пропластков с непроницаемыми [66].

Неоднородность коллекторских свойств нефтяного пласта обусловлена различным гранулометрическим составом породы, формы и морфологией частиц, и их типом их упаковки, степенью отсортированностии сцементиро-ванности коллектора, а кроме этого, - составом цементирующего материала.

Таким образом, геологическая неоднородность пласта - это изменчивость характера и степени литолого - физических свойств, слагающих его пород по площади и разрезу, оказывающих определяющее влияние на процесс фильтрации. Различают два вида неоднородности -микронеоднородность и макронеоднородность.

Коллектор характеризуется микронеоднородностью, если его фильтра-ционно - емкостные свойства (проницаемость, пористость, нефтенасыщен-ность) изменяются в пределах одного месторождения. При вытеснении нефти водой микронеоднородность имеет решающее влияние на показатели разработки на поздних стадиях разработки месторождения, так как возрастают во-донасыщенность пласта и обводненность нефти, что ведет к опережающему заводнению высокопроницаемых пропластков. Отрицательное влияние на конечную добычу нефти неоднородность оказывает при вытеснении нефти высокой вязкости (более 30 мП*с) водой, так как при таких значениях вязкости происходит прорыв воды в добывающие скважины, а степень их обводненности стремительно нарастает. Это приводит к увеличению продолжительности разработки залежи и низким значениям коэффициента извлечения нефти (КИН) не более 0,4 [66].Макронеоднородность определяет анизотропию пласта, то есть изменчивость формы строения пласта- коллектора, а именно: резкие изменения мощности, расчлененность его на пропластки, прерывистость и линзовидность.

1.2 Обзор экспериментальных методов исследования процесса вытеснения нефти из неоднородного пласта с использованием паротепловых и физико -химических методов увеличения нефтеотдачи

Освоение нефти высокой вязкости затруднено тем, что естественные температурные условия в пласте не позволяют обеспечить необходимую подвижность нефти в пласте. Для повышения подвижности нефти в пласте широко применяются термические методы увеличения нефтеотдачи (МУН), к которому относится внутрипластовое горение (ВПГ). Метод ВПГ основан на создании очага экзотермической окислительно- восстановительной реакции и продвижении фронта этой реакции по пласту. Данный метод используется в широком диапазоне глубин залегания продуктивных пластов. Среди суще-

ственных недостатков - сложность контроля процесса горения, низкий охват пласта воздействием, технологические проблемы, связанные с повышенными температурами и опасностью образования взрывоопасной смеси в добывающих скважинах и т.д.В качестве топлива для горения при реализации технологии используется часть не вытесненной нефти, оставшаяся в пласте после процесса вытеснения различными агентами (газами горения, водяным паром, водой, испарившимися фракциями нефти и т.д.). При этом в результате выгорания теряется (5 - 25) % запасов нефти.

Модификацией ВПГ является влажное внутрипластовое горение, заключающееся в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается и вода. В процессе нагрева в пластовых условиях закачиваемая вода испаряется. Образуемый пар увлекается потоком газа, что позволяет переносить теплоту в область впереди фронта горения. При этом в пласте перед фронтом горения образуются обширные зоны прогрева. Добавление агента с более высокой теплоемкостью приводит к повышению эффективности технологии.

Существуют также другие методы термического воздействия, относящееся к паротепловым. Среди них SAGD (вертикальный гравитационный дренаж), SSC, VAPEX. Последний заключается в закачке пара в пласт в режиме гравитационного дренажа, а также отечественные МУН - импульсно -дозированное тепловое воздействие (ИДТВ), теплоциклическое воздействие на пласт (ТЦВП) [1]. Извлечение нефти при тепловом воздействии осуществляется за счет снижения динамической вязкости нефти, повышении смачивающей способности вытесняющего агента и изменении межфазного поверхностного натяжения. По мнению Р. Х. Муслимова [55], повышение нефтеотдачи при паротепловом воздействии осуществляется вследствие следующих факторов:

- снижение вязкости нефти - до 30 %;

- эффект термического расширения - до 8 %;

- эффект дистилляции - до 9 %;

- эффект газонапорного режима - до 7 %;

- эффект увеличения подвижности -до 10 %.

Энтальпия пара превышает энтальпию воды, что позволят передать значительно больше энергии в нефтяной пласт. Это, в свою, очередь, приводит к тому, что увеличивается коэффициент охвата пласта паротепловым воздействием и снижается динамическая вязкость нефти и увеличивается расширение нефти и, как следствие, ее подвижность.

В мире имеются примеры использования методов, одновременной закачки в пласт пара и газа, - парогазовых методов воздействия на пласт. В этом случае на конечный КВН существенное влияние оказывает состав газа. Если растворимость газа в нефти высокая, как, например, у диоксида углерода, то к эффекту объемного расширения нефти и снижения вязкости нефти при воздействии пара добавится эффект снижения вязкости от воздействия углекислого газа. Использование газов, растворимость которых значительно ниже углекислого газ, таких как азот, продукты сгорания и др., то технологическая эффективность метода будет связана с физическим вытеснением нефти.

Рисунок 1.7 - Схема экспериментальной установки для исследования влияния наполнителей на процесс вытеснения высоковязкой нефти паром [1]: 1 -насос плунжерный; 2 - обратный регулятор давления; 3 - модель пласта; 4 -дифманометр; 5 - сепаратор; 6 - сборник нефти; 6 -16 вентили регулировочные; 17 - парогенератор.

Исследования эффективности закачки газовых вытесняющих агентов совместно с паром были проведены на экспериментальной установке, схема которой представлена на рис. 1.1 [1]. Основным узлом установки являлся микронеоднородный насыпной пласт длиной 0,3 м и диаметром 0,056 м. Пластовое давление составляло 6,4 МПа. Микронеоднородный пласт моделировался набивкой пористой средой различного гранулометрического состава. Результаты опытов представлены на рис. 1.2.

Время, мин

Рисунок 1.2 - Повышение эффективности вытеснения высоковязкой нефти паром при модификации его диоксидом углерода [1]: 1 - пар после СО2; 2 -пар; 3 - пар вместе с СО2

Исследования показали, что из нефти выделяется газ, движущийся впереди фронта вытеснения, что увеличивает эффективность паротеплового воздействия за счет более глубокого воздействия на пласт.

В настоящее время наибольшее распространение в России получила технология заводнения, с помощью которой осуществляется освоение около 90 % нефтяных месторождений [77, 97], а также модификация воды различными ПАВами и полимерами. В России и за рубежом можно отметить следующие работы, посвященные экспериментальному исследованию нефти различными физико - химическими [3,7, 13, 14, 47, 52, 84, 85, 105].

Так в работе [7] исследования были направлены на изучение процесса вытеснения нефти вязкостью 92 и 195 мПа*с полимерными композициями на основе ПАА из насыпной модели слоисто - неоднородного пласта. Фильтрационная насыпная модель слоисто - неоднородного пласта представлена на рис. 1.3. Она включала в себя два гидродинамически несвязанных пропласт-ка, отличающихся проницаемостью (0,082 и 0,235 мкм2 и соответствовала реальным порометрическим характеристикам месторождения Жданице). Для повышения вязкости закачиваемой воды был выбран полимер - полиакрила-мид «АН - 912». Условия проведения лабораторных экспериментов приведены в табл. 1.1.

Таблица 1.1 - Исходные условия лабораторных фильтрационных исследований на модели слоисто - неоднородного пласта [7]

Параметр Показатель (при 20°С)

Кернодержатель Две цилиндр. металлические

Длина кернодержателя, мм 1410

Пористая среда Кварцевый песок 98 %, глина 2

Отношение проницаемостей К2/£ 2,8

Эффективная вязкость нефти, мПа*с 1

2 195

Температура, С /ДО, кПа 20/(100- 400)

Были исследованы следующие параметры: КВН за безводный период, конечный коэффициент вытеснения, темп извлечения нефти. Результаты исследований по вытеснению нефти вязкостью 92 мПа*с показали, что самую низкую технологическую эффективность имеет вытеснение ее пластовой водой. Влияние гидродинамической неоднородности на эффективность вытеснения нефти водой снижалась при добавлении полимера в количестве 0,05 %, при этом наблюдалось двухкратное увеличение темпа извлечения нефти и увеличение значения конечного КВН. Аналогичные результаты были получены в [13] с применением биополимера жидкого ксантанового типа на неоднородных гидродинамически связанных моделях нефтяного пласта. Лабо-

раторные исследования показали значительное (20%-ое) увеличение коэффициента вытеснения нефти в лабораторных условиях на неоднородных моделях пласта особенно заметное по низкопроницаемой части моделей. В приведенных работах сделан вывод о перспективности применения полимерных систем, об их высокой технологической эффективности. Результаты исследований приведены на рис. 1.5.

Рисунок 1.3 - Экспериментальный стенд для исследования технологической эффективности вытеснения нефти полимерными композициями (насыпная модель слоисто - неоднородного пласта) [7]:1 - клапан подачи воздуха (ввод); 2 - установка для создания давления; 3 - регулятор подачи воздуха; 4 - манометр давления воздуха; 5 - трубка подвода воздуха к накопителю жидкости; 6 - соединительный элемент трубок; 7 - накопитель жидкости; 8 -нижняя емкость накопителя жидкости (сменная); 9 - фильтруемая жидкость; 10 - клапан подачи жидкости; 11 - трубка подачи жидкости; 12, 13 - клапаны на входе в кернодержатели; 14, 15 - кернодержатели (низко- и высокопроницаемых образцов).

Результаты исследования по вытеснению нефти вязкостью 195 мПа*с показали, что увеличение динамической вязкости реальной нефти приводит к снижению КВН на 50 %, что, вероятнее всего, связано со снижением отношения подвижности нефти и вытесняющих агентов. Технологическая эффективность полимера КС - 6 при вытеснении нефти из микронеоднородной

насыпной пористой среды исследовалась в работе [85]. Исследования показали значительное увеличение кинематической вязкости раствора в десятки раз превышающее вязкость воды. В отличие от полиакриламида (ПАА) применение полимера КС- 6 привело к резкому увеличению КВН - с 67 % при заводнении до 94 % - при нагнетании КС- 6. Полимерная композиция ПО-ЛИКАР, характеризующаяся высокими реологическими характеристиками, была исследована в [3]. В работе выявлена существенная интенсификация процесса вытеснения нефти за счет вытеснения нефти в горизонтальном, и вертикальном направлении. Однако, промысловые исследования показали значительно более низкий КИН, чем в модельных опытах.

а) о.5 0.4

0.3

0.2

0.1

0

—й

>-' -

■ х

в

г С О 1 д 2 °3

б)° о

о

к»

о о

0123456789 10

У/У

' ' пор

•00«;ог— 5гюо-о«"........•■

.-о-0"00

□ 1 й 2 ° 3

0 1 23456789 10

У/У

'' пор

Рисунок 1.5 - Результаты исследований процесса вытеснения нефти вязкостью: (а - вязкость нефти 92 мПа*с; б - вязкость нефти 195 мПа*с) из модели стоисто-неоднородного пласта при закачке: а -модели пластовой воды; б-раствора полимера (0,05%); 1 - низко- и 2 - высокопроницаемый пропла-сток, 3- модель слоисто- неоднородного пласта в целом [13]

В работе [105] проведены исследования ПАВ модели пласта, состоящей из двух параллельно расположенных кернодержателей, один из которых набивается кварцевым песком, а в другой устанавливается естественный керн месторождения Vosges (см. рис. 1.6).

Рисунок 1.6 - Схема экспериментальной установки [105]: 1 - насос жидкостный; 2 - расходомер массовый; 3 - сосуд высокого давления; 4 - регулятор давления; 5 - цилиндр мерный

Порометрические характеристики пропластков приведены в табл. 1.2., результаты опытов приведены на рис. 1.7. Из рис. 1.7 видно, что выход нефти из естественного керна через некоторое время прекращается. Эксперимент показал, что ПАВы подвержены адсробции на поверхности породы, которая, по оценкам авторов эксперимента, составила до до 2,5 кг ПАВ. На микронеоднородном пласте со значительно различающимися проницаемостями пропластков приведены эксперименты в работе [52]. Схема экспериментальной установки приведена на рис. 1.8. Таблица 2 - Порометрические характеристики модели пласта [105]

Характеристика пласта А10 Vosges

Проницаемость, мкм2*10-3 5,35 0,686

Пористость, % 0,395 0,244

Длина модели, м 0,48 0,497

0 1 2 3 4 5

Объем нагнетания вытесняющего агента, П.О.

Рисунок 1.7 - Результаты исследований [105]

Рисунок 1.8 - Схема экспериментальной установки для исследования процесса вытеснения нефти из микронеоднородной модели пласта [52]: 1 - компьютер; 2 - система насыщения модели пласта водой; 3 - система насыщения модели пласта нефтью; 4 - термостатируемый сосуд» 5 - неоднородная модель пласта; 6 - мерная емкость; 8 - 10 регулировочные вентили

Отношение проницаемостей пропластков составляло к1/к2>5. В качестве модели нефти применялась смесь керосина с индустриальным маслом динамической вязкостью 6,2 мПа*с. Результаты исследований, а так же сравнение их с традиционными методами вытеснения нефти приведены на рис. 1.9.

Объем закачки вытесняющего агента. П О.

Рисунок 1.9 - Коэффициент вытеснения нефти различными химическими реагентами: 1 - 0,5 % раствор ПАВ; 2 - довытеснение соленой водой с 1 % -ым раствором ПАВ; 3 - соленая вода; 4 - дистиллированная вода

Как видно из рис. 1.9, вытеснение дистиллированной и соленой водой совершенно не эффективно. Закачка растворов ПАВ при низких концентрациях позволяет дополнительно добыть в сухом пласте примерно 15 % нефти, а в обводненном еще около (3 - 10) %, однако это требует дополнительно закачать до четырех поровых объемов реагента.

1.3 Анализ технологической эффективности паротепловых и физико -химических вытесняющих агентов в неоднородном пласте

1.3.1 Анализ технологической эффективности паротепловых вытесняющих агентов в неоднородном пласте

Анализ литературы [5, 8] показал, что потери теплоты при закачке пара в пласт достигают (35 - 45) % от поданной на устье скважины. Существенное снижение экономической эффективности метода происходит вследствие необходимости умягчать и обессоливать воду, подаваемую в парогенератор.

Наблюдаются так же следующие осложнения при обработке пласта паром [5]: интенсивный вынос песка, образование песчаных пробок, эмульсе-образование, большое количество инцидентов и отказов всего промыслового оборудования (и наземного, и глубинного), слабая контролируемость и возможность регулировать движение теплового фронта. Все эти недостатки па-

ротепловых методов воздействия требуют организации проектных работ в области охраны окружающей среды (экологии), технической безопасности эксплуатации скважин и всего промыслового оборудования, специальных технологий и материалов для крепления скважин. Таким образом, основными осложняющими факторами при освоении вязкой нефти, являются следующие [5,8]:

- геолого - физические особенности залежи (строение и состав кровли и подошвы, структура минерального скелета и порового пространства, пористость, проницаемость, гидропроводность продуктивных пластов; наличие гидродинамической связи объекта воздействия с другими объектами и степень их изолированности; степень неоднородности геологического строения объекта);

- теплофизические свойства флюидонасыщенных пород, слагающих нефтяной пласт, которые имеют различный характер насыщения;

- температурное поле в пласте;

- теплофизические свойства пластовых флюидов (давление насыщения воды и нефти газом, вязкость, коэффициент сжимаемости, объемный коэффициент);

Паротепловые методы воздействия характеризуются существенными недостатками, прежде всего, к ним относится опасность разрушения минерального скелета горных пород. Велики так же материальные затраты на соответствующее оборудование скважин, увеличение температуры теплоносителя до необходимого значения, имеют место и экологические проблемы при выработке пара. Имеются так же результаты [62], свидетельствующие о том, что нагрев нефтяного пласта выше определенной температуры приводит к снижению проницаемости пласта. В этой связи, нагрев пласта и содержащейся в нем нефти может привести к ограничению продуктивности (приемистости) скважин и снижению добычи нефти.

1.3.2 Анализ технологической эффективности физико -химических вытесняющих агентов в неоднородном пласте

Как показали результаты исследований, приведенные на рис. 1.5, 1.7,1.8, а также описанные в работах [3, 13, 85], применение ПАВов и полимерных композиций позволяет увеличить добычу нефти из неоднородных пластов до 20 % по сравнению с закачкой дистиллированной или соленой воды. Увеличение добычи происходит вследствие того, что увеличивается коэффициент охвата пласта воздействием и фильтрационное сопротивление воды до характерных для нефти значений, как это показано в [59,85] за счет способности полимеров селективного тампонирования наиболее проницаемых обводненных зон пласта. Причиной этого является значительное увеличение динамической вязкости полимеров с течением времени (см. рис. 1.10). Следует отметить, что закачка полимерных композиций имеет экономическую целесообразность только в случаях значительной неоднородности пласта, высокого значения отношения подвижности нефти и воды. К существенным недостаткам следует отнести резкое уменьшение продуктивности нагнетательной скважины вследствие резкого роста кажущейся вязкости в приза-бойных зонах, поэтому на низкопроницаемых и глубокозалегающих пласта применение полимеров будет не эффективно. Применение ПАВов, так же позволяющее поднять КВН на 20 и более процентов, основано на снижении межфазного поверхностного натяжение на границе с нефтью (см. рис. 1.11).

Рисунок 1.10 [52]

Время (сутки)

Остаточная динамическая вязкость полимерных растворов

Рисунок 1.11 - Значения межфазного поверхностного натяжения различными ПАВами на границе «керосин - ПАВ» [52]

Рисунок 1.12 - Зависимость вязкости Рисунок 1.13 - Изменение плотности пластовой нефти от давления [18] пластовой нефти при растворении в

ней газа [18]

Как видно из риса 1. 11 , применяемые ПАВы в значительной степени снижают коэффициент межфазного поверхностного натяжения на границе с маловязкой нефтью. Вместе с тем, в изученной литературе отсутствуют данные о влиянии ПАВ на значение межфазного поверхностного натяжения на границе с вязкой нефтью, динамическая вязкость и плотность которых при увеличении глубины залегания нефти, а значит, и давления увеличивается (см. рис. 1.12 и рис. 1.13).

1.4 Экспериментальные методы и установки для исследования процесса вытеснения нефти различной вязкости при растворении в ней газовых и сверхкритических вытесняющих агентов

Вытеснение нефти с использованием углекислого газа относится к газовым методам воздействия и механизм его воздействия на пласт в значительной степени проработан. Многие вопросы, связанные с использованием этого метода при разработке нефтяных месторождений, поставлены и решены в работах отечественных и зарубежных авторов. Наиболее полно механизм вытеснения проработан в работах Розенберга М.Д. [69], Г.С. Степановой [73], Закса С.Л. [40] и др. Вопросы применения углекислого газа хорошо проработаны в [16, 79]. Там же рассмотрены многочисленные эффекты, возникающие при вытеснении нефти углекислым газом. Основными из них являются снижение вязкости нефти и увеличение ее подвижности, выравнивание вязкостей газонасыщенной нефти и воды, снижение значения межфазного поверхностного натяжения на границе «нефть - вода». Кроме того, применение углекислого газа также способствует разрыву и отмыву нефтяной пленочной нефти, покрывающей зерна породы вследствие чего капли нефти свободно перемещаются в поровых каналах, увеличивая фазовую проницаемость нефти. Согласно данным БашНИПИнефть, большую роль играет и увеличение проницаемости среды при растворении породы - для песчаников на (5 -15) %, для карбонатов - до 75 %.

При этом наиболее интересный с практической точки зрения механизм освоения нефти в однородных коллекторах заключается в достижении на фронте вытеснения нефти области отсутствия границы раздела фаз, достигаемой в смешивающемся режиме вытеснения нефти. При этих условиях в значительной степени снижается коэффициент межфазного поверхностного натяжения. Для системы «нефть - сверхкритический СО2» значения коэффициента межфазного поверхностного натяжения приведены на рис. 1.14

Рисунок 1.14 - Значения межфазного поверхностного натяжения на границе воды, ПНГ и сверхкритического СО2 с нефтью [40]

Реализация смешивающегося режима обеспечивается за счет высокой растворимости диоксида углерода при сверхкритических параметрах состояния в нефти. Известно несколько разновидностей реализации этого режима, наиболее перспективным из которых является интенсивная закачка СО2 с одновременным прекращением либо значительным ограничением отбора нефти. Пластовое давление при этом повышается и доводится до давления полной смесимости. При достижении давления полной смесимости осуществляют одновременную закачку в пласт СО2 и отбор из него диоксида углерода и газонасыщенной нефти. В этом случае при образовании однофазной области не возникает значительных технологических трудностей. Однако в неоднородных коллекторах, как это выявлено в работах Губайдуллина А.А. в

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Давлетшин Адель Альбертович, 2022 год

Список используемых источников информации:

1. Антониади, Д.Г. Научные основы разработки нефтяных месторождений термическими методами / Д.Г. Антониади. - Москва: «Недра», 1995. - 313 с. - Текст: непосредственный.

2. Алтунина, Л.К. Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ / Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов // Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма РАН, 1995. - 228 с. - Текст: непосредственный.

3. Акульшин, А.А. Исследование вытеснения нефти из трещиновато-порового пласта с использованием полимера ПОЛИКАР / А.А. Акульшин. -Текст: непосредственный // Нефтяное хозяйство. - 2000. - № 6. - С. 36 - 38.

4. Бенедикт, М. Эмпирическое уравнение для выражения термодинамических свойств легких углеводородов и их смесей / Г. Вебб, Л. Рубин. - Москва: Гостоптехиздат, 1958. - 410 с. - Текст: непосредственный.

5. Боксерман, А.А. Вопросы проектирования разработки нефтяных месторождений тепловыми методами / А.А. Боксерман, [и др.] - Текст: непосредственный // Тепловые методы разработки нефтяных месторождений и обработки призабойных зон пласта: сборник ВНИИОЭНГ. - 1971. - С. 23 - 44.

6. Булыгин В. Я. Гидромеханика нефтяного пласта / В. Я. Булыгин. -Москва: Недра, 1974. - 232 с. - Текст: непосредственный.

7. Бриза, К. Обоснование технологии полимерного заводнения залежей высоковязкой нефти (на примере месторождения Ждаанице - Чешская Республика): специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, 2010. - 58 с.

8. Бурже, Ж. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов / П. Су-рио, М. Комбарну. - Москва: «Недра», 1989. - 422 с. - Текст: непосредственный.

9. Буторин, О.И. Обобщение экспериментальных исследований по определению эффективности применения газового и водогазового воздействия на

пласт / О.И. Буторин, Г.Н. Пияков. - Текст: непосредственный // Нефтепромысловое дело, 1995. - № 8(10). - С. 54 - 59.

10. Брусиловский, А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. - М: Грааль, 2002. - 575 с. - Текст: непосредственный.

11. Брот, Р.А. Определение реофизических параметров газонасыщенных нефтей / Р.А. Брот, С.Е. Кутуков. - Текст: непосредственный // Нефтегазовое дело. - 2005. - С. 2 - 12.

12. Борисов, В. С. Водогазовое воздействие на опытном участке Самотлор-ского месторождения / В. С. Борисов. - Текст: непосредственный // Нефтяное хозяйство. - 1986. - № 12. - С. 36 - 40.

13. Баранов, В.Е. Лабораторные исследования влияния полимерного заводнения на коэффициент вытеснения нефти / В.Е. Баранов и [др.] - Текст: непосредственный // Всероссийский форум с международным участием «Развитие минерально- сырьевой базы Сибири: от Обручева В.А., Усова М.А., Урван-цева Н.Н. до наших дней: Томск, 2013 г. - С. 121 - 124.

14. Бондаренко А.В. Обоснование технологии полимерного заводнения для увеличения нефтеотдачи пластов в условиях высокой минерализации пластовых и закачиваемых вод: специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Бондаренко Алексей Валентинович; ФГБУН «Институт проблем нефти и газа Российской Академии наук, 2017, 149 с. - Текст: непосредственный.

15. Вафин, Т.Р. Совершенствование технологии водогазового воздействия на нестационарном режиме: специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Вафин Тимур Рифович; Татарский науно

- исследовательский и проектный институт нефти, 2016. - Бугульма. - 122 с.

- Текст: непосредственный.

16. Волков, В.А. Газоциклическая закачка диоксида углерода в добывающие скважины для интенсификации добычи высоковязкой нефти / В.А. Волков,

П.Э. Прохоров, Турапин А.Н. - Текст: непосредственный // Нефть. Газ. Новации. - 2017. - № 4. - С. 62 - 68.

17. Голубев, И.Ф. Вязкость газовых смесей. Государственная служба стандартных и справочных данных / И.Ф. Голубев, Н.Е. Гнездилов. - Москва: Физматгиз, 1971. - 319 с. - Текст: непосредственный.

18. Гиматутдинов, Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. - Москва: Недра, 1971 г. - 278 с. - Текст: непосредственный.

19. Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей. Москва: Недра, 1984. - 264 с. - Текст: непосредственный.

20. Гавура, А. В. Ретроспективный анализ результатов применения МУН и технологий интенсификации добычи нефти на Самотлорском месторождении / А.В. Гавура [и др.] - Текст: непосредственный // IV Международный технологический симпозиум «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи», 2005. - С. 33 - 43.

21. Григорьев, Б.А. Теплофизические свойства и фазовые равновесия газовых конденсатов и их фракций / Б.А. Григорьев, А.А. Герасимов, Г.А. Ланчаков. -Москва: Издательский дом МЭИ, 2007. - 344 с. - Текст: непосредственный.

22. Губайдуллин, А.А. Вовлечение в фильтрацию остаточной нефти акустическим полем/ А.А. Губайдуллин. - Текст: непосредственный // Вестник Тюменского гос. Университета. - 2011. - № 7. - С. 20. - 26.

23. Губайдуллин, А.А. Экспериментальное исследование выбрационно - акустического воздействия при вытеснении остаточной нефти из пористой структуры / А.А. Губайдуллин. - Текст: непосредственный // Вестник Тюменского государственного университета. - 2011. - № 8. - С. 12 - 16.

24. Григорьев, Б.А. Расчет термодинамических свойств и фазового равновесия газовых конденсатов на основе кубических и многоконстантных уравнений состояния / Б.А. Григорьев [и др.] - Текст: непосредственный // Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводо-

родов: сборник статей. - Ч. 2. - Москва: Газпром ВНИИГАЗ. - 2011. - С. 138

- 149.

25. Габитов, Ф.Р. Теплофизические свойства бинарной смеси этиловый спирт

- рапсовое масло / Ф.Р. Габитов [и др]. - Текст: непосредственный // Вестник Казанского технологического университета. - 2014. - Т. 17. - № 6. - с. 113 -116.

26. Глаголева, О. Ф. Технология переработки нефти / О.Ф. Глагольева, В.М. Капустин. - Москва: Химия, 2005. - 400 с. - Текст: непосредственный.

27. ГОСТ 14249 - 89. Сосуды и аппараты высокого давления. Нормы и методы расчета на прочность: издание официальное: утвержден и введен в действие Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 18 мая 1989 г., Москва, Стандартинформ, 1989. - 30 с. - Текст: непосредственный.

28. ГОСТ 8736 - 2011 Измерения прямые многократные. Методы обработки результатов измерений. Основные положения: издание официальное: утвержден и введен в действие Приказом федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 13 декабря 2011 г № 1045 -ст. - Москва: Стандартинформ, 2011. - 69 с. - Текст: непосредственный.

29. ГОСТ 34100.3 Неопределенность измерения. Часть 3. Руководство по выражению неопределенности измерения: издание официальное: утвержден и введен в действие Приказом федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 14.07.2017, Москва: Стандартинформ, 2017. -105 с. - Текст: непосредственный.

30. ГОСТ 2517. Нефть и нефтепродукты. Метод отбора проб: издание официальное: утвержден и введен в действие Приказом федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 14 октября 2012, Москва: Стандартинформ, 2012. - 35 с. - Текст: непосредственный.

31. Давлетшин, А.А. Исследование процесса двухфазной трехкомпонентной фильтрации системы «нефть - вода - сверхкритический флюид» в однород-

ной пористой среде / А.А. Давлетшин. - Текст: непосредственный // Вестник Казанского технологического университета. - 2014. - № 3. - С. 216 - 218.

32. Давлетшин, А.А. Обобщение результатов исследования процесса вытеснения нефти с использованием сверхкритического и оторочек сверхкритического СО2 и воды из однородного и неоднородного пластов / А.А. Давлетшин [и др.] - Текст: непосредственный // Международная конференция «Сверхкритические флюиды (СКФ): фундаментальные основы, технологии, инновации» (Зеленоградск, 14 - 19 сентября 2015г.). - Зеленоградск, 2015. - С. 181 -188.

33. Давлетшин А.А. Исследование процесса вытеснения вязкой нефти сверхкритическим диоксидом углерода в широком интервале термобарических условий / А.А. Давлетшин. - Текст: непосредственный // Межрегиональная научно - практическая конференция «Перспективы увеличения ресурсной базы разрабатываемых месторождений, в том числе из доманиковых отложений» (Лениногорск, 10 - 12 августа, 2015 г.). - Лениногорск, 2015. - С. 6 - 8.

34. Давлетшин, А.А. Модель нестационарной двухфазной двухкомпонентной фильтрации системы нефть - вода и нефть - сверхкритический флюид в однородной пористой среде / А.А. Давлетшин [и др.] - Текст: непосредственный // Нефтяное хозяйство. - 2016.- № 2. - С. 48 - 50.

35. Давлетшин, А.А. Экспериментальный стенд для исследования процесса вытеснения нефти из модели неоднородного нефтяного пласта с использованием сверхкритического СО2 и оторочек сверхкритического СО2 и воды / Давлетшин, А.Н. Сабирзянов. - Текст: непосредственный // Вестник КГТУ им. А.Н. Туполева. - 2019. - № 1. - С. 42 - 46.

36. Давлетшин, А.А. Исследование влияния смешивающегося режима вытеснения нефти сверхкритическим СО2 из однородного пласта на коэффициент вытеснения / А.А. Давлетшин [и др.]. - Текст: непосредственный // Вестник КГТУ им. А.Н.Туполева. - 2019. - № 3. - С. 47 - 51.

37. Давлетшин, А.А. Исследование растворимости СО2 в нефти в нестационарном режиме фильтрации потока «нефть - сверхкритический СО2» в неод-

нородной пористой среде / А.А. Давлетшин, А.В. Радаев, А.Н. Сабирзянов. -Текст: непосредственный // Вестник КГТУ им. А.Н. Туполева. - 2020. - № 4. - С. 7 - 13.

38. Дунюшкин, И.И. Расчеты физико - химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды / И.И. Дунюшкин, И.Т. Мищенко, Е.И. Елисеева. -Москва: «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2004 г. - 448 с. -Текст: непосредственный.

39. Жучков, С.Ю. Моделирование кислотного воздействия на призабойную зону горизонтальной скважины: специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»: автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технически наук / Жучков Сергей Юрьевич: Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина. - Москва, 2013. - 26 с. - Текст: непосредственный.

40. Закс, С.Л. Повышение нефтеотдачи пласта нагнетанием газов. Вытеснение в условиях взаимной растворимости, вытесняющей и вытесняемой фаз и обратного испарения // С.Л. Закс. - Москва: Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы, 1963. -189 с. - Текст: непосредственный.

41. Зайдель, А.И. Погрешность измерений физических величин / А.И. Зай-дель. - Ленинград: «Наука», 1984. - 112 с. - Текст: непосредственный.

42. Зацепин, В.В. Опыт промышленной реализации технологии водогазового воздействия с закачкой водогазовой смеси в пласт / В.В. Зацепин. - Текст: непосредственный // Нефтепромысловое дело. - 2007. - № 1. - С. 7 - 20.

43. Крейг, Ф. Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении / Ф. Ф. Крейг. - Москва: Недра, 1974. - 192 с. - Текст: непосредственный.

44. Зимон, А.Д. Коллоидная химия / А.Д. Зимон. - Москва: Агар, 2001. - 320 с. - Текст: непосредственный.

45. Клейдман, Д.М. Расчет поля нефтенасыщенности при большом числе скважин / Д. М. Клейдман, Д. В. Шевченко. - Текст: непосредственный // Математическое моделирование. - 2002. -Т. 14. - № 9. - С. 19 - 23.

46. Каневская, Р.Д. Математическое моделирование гидромеханических процессов разработки месторождений углеводородов / Р.Д. Каневская. - Институт компьютерных исследований: Москва - Ижевск, 2002 г. - 140 с. - Текст: непосредственный.

47. Куликовский, А.Г. О фазовых переходах при фильтрации в теплопроводном скелете /А.Г. Куликовский. - Текст: непосредственный // Механика жидкости и газа. - 2004. - № 3. - С. 85 - 90.

48. Кожабергенов, М.М. Обоснование эффективных технологий доизвлече-ния остаточной нефти из обводненных пластов на примере XIII горизонта месторождения Узень: специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук / Кожабергенов Мурат Мошано-вич; ФГБОУ ВО Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина, 2006.

- 23 с. - Текст: непосредственный.

49. Котенев, А.Ю. Моделирование процесса вытеснения нефти в неоднородных пластах /А.Ю. Котенев, О.Ф. Кондрашев. - Текст: непосредственный // Нефтегазовое дело. - 2010. - С. 1 - 18.

50. Корнаева, Д.А. Совершенствование методов гидродинамических исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения: специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Корнаева Диана Алановна; Всероссийский нефтегазовый научно исследовательский институт, 2015. - 83 с. - Текст: непосредственный.

51. Кутрунов, В.Н. Математическая модель процесса вытеснения нефти водо-газовой смесью / В.Н. Кутрунов. - Текст: непосредственный // Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. - 2015. - Т. 1. - № 2.

- 163 - 172.

52. Королев М.И. Обоснование технологии извлечения остаточной нефти из неоднородных терригенных коллекторов с использованием микроэмульсионных составов: специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Королев Максим Игоревич; Санкт-Петербургский государственный горный университет, 2018 - 127 с. - Текст: непосредственный.

53. Лейк, Л. Основы методов увеличения нефтеотдачи / Л. Лейк; пер. с англ., 2004. - 449 с. - Текст: непосредственный.

54. Левин, В.А. Численное моделирование двумерных нестационарных течений газа через пористые тепловыделяющие элементы / В.А. Левин, Н.А. Лу-ценко. - Текст: непосредственный // Вычислительные технологии. - 2006. -Т. 11. - № 6. - С. 44 - 58.

55. Левин, В.А. Моделирование двумерных нестационарных течений газа в саморазогревающихся полигонах твердых бытовых отходов / В.А. Левин. -Текст: непосредственный // Вычислительная механика сплошных сред. -2011. - Т. 4. - №1. - С. 55 - 64.

56. Лян, М. Физическое моделирование вытеснения нефти газом (растворителем) с использованием керновых моделей пласта и slim tube: автореферат диссертации кандидата технических наук: специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» / Лян Мэн; Институт проблем нефти и газа РАН. - Москва, 2017. - 25 с. - Текст: непосредственный.

57. Муслимов, Р.Х. Планирование дополнительной добычи и оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов: учеб. пособие / Р.Х. Муслимов. - Казань: Издательство Казанского университета, 1999. - 280 с. -Текст: непосредственный.

58. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде / М. Маскет. - Москва - Ижевск. - НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2004. -628 с. - Текст: непосредственный.

59. Маринин, В.И. Физическое моделирование процессов вытеснения на примере нефтяной оторочки Ен - Яхинского нефтегазоконденсатного месторождения / В.И. Маринин [и др.] - Текст: непосредственный // Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов: Часть 2. - 2011.- № 2 (7). - С.6 - 14.

60. Макатров, А.К. Физическое моделирование водогазового воздействия на залежи нефти в осложненных горно - геологических условиях: специальность 01.02.05 «Механика жидкости, газа и плазмы»: автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук / А.К. Ма-катров. - Башкирский государственный университет, Уфа, 2006. - 24 с. -Текст: непосредственный.

61. Мустафаев, Р.А. Теплофизические свойства углеводородов при высоких параметрах состояния // Р.А. Мустафаев: Энергоатомиздат, 1991. - 312 с. -Текст: непосредственный.

62. Мияссаров, А.Ш. Совершенствование разработки залежи высоковязкой нефти с применением ресурсосберегающих технологий увеличения нефтеотдачи (на примере Солдатского месторождения) / А.Ш. Мияссаров. - диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, 2015. - 149 с. - Текст: непосредственный.

63. Новицкий, П.В. Оценка погрешностей результатов измерений / П.В. Новицкий, И.А. Зоограф. - Ленинград: «Энергоатомиздат», 1985. - 248 с.

64. Никифоров, А.И. Моделирование движения двухфазной жидкости в пластах при изменяющейся структуре порового пространства: специальность 01.02.05 «Механика жидкости и газа»: диссертация на соискание ученой степени доктора физико - математических наук / Никифоров Анатолий Иванович; Институт механики и машиностроения КазНЦ РАН. - Казань, 2005. -329 с. - Текст: непосредственный.

65. Никифоров, Г.А. Моделирование двухфазной фильтрации в переменных «скорость - насыщенность» / Г.А. Никифоров. - Текст: непосредственный // Вычислительная механика сплошных сред. - 2010. - Т. 3, № 2. - С. 83 - 92.

66. Плохотников, С.П. Математическое моделирование фильтрации в слоистых пластах / С.П. Плохотников, Р.Х. Латыпов. - Казань. - Издательство Казанского государственного технологического университета, 2006. - 192 с. - Текст: непосредственный.

67. Пирвердян, А.М. Физика и гидравлика нефтяного пласта /А.М. Пирвер-дян: Москва «Недра», 1982. - 192 с. - Текст: непосредственный.

68. Пулькина, Н.Э. Изучение неоднородности продуктивных пластов: практикум для выполнения учебно - научных работ студентами направления «Нефтегазовое дело» / Пулькина Н.Э., Зимина С.В. - Текст: непосредственный; // Издательство Томского политехническом университете. - 2012. - 79 с. - Текст: непосредственный.

69. Розенберг, М.Д. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа / М.Д. Розенберг, С.А. Кундин. - Москва: «Недра», 1976. -335 с. - Текст: непосредственный.

70. Султанов, Р. А. Обобщение некоторых методов осреднения фильтрации в слоистых пластах при вытеснении нефти растворами химреагентов / Р. А. Султанов // Оптимизация нефтедобычи и вопросы подземной гидромеханики. - 1987. - С. 110 - 113. - Текст: непосредственный.

71. Сулейманов, Б. А. Об особенностях течения газированной жидкости в пористом теле / Б.А. Сулейманов, Х.Ф. Азизов. - Текст: непосредственный // Коллоидный журнал. - 1995. - Т. 57, № 6. - С. 862 - 867.

72. Сулейманов, Б. А. Гидродинамические исследования микрозародышевых систем // Тезисы докладов Исследование течения газированных жидкостей в докритической области XIII школы - семинара по проблемам трубопроводного транспорта нефти / Э.М. Аббасов, Г.Х. Меликов. - Уфа: ВНИИСПТ-НЕФТЬ, 1990. - С. 39 - 40.

73. Степанова, Г.С. Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты. - Москва: «Газойл пресс», 2006. - 200 с. - Текст: непосредственный.

74. Слабнов, В.В. Математическое моделирование и численное исследование оптимального регулирования процесса извлечения нефти из неоднородных

пластов: специальность 05.13.18 «Математическое моделирование, численные методы и комплексы программ»: диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук / Слабнов Виктор Дмитриевич; ФГБОУ ВО Казанский национальный исследовательский технологический университет. - Казань, 2017. - 365 с. - Текст: непосредственный.

75. Тома, А. Полимерное заводнение для увеличения нефтеотдачи на месторождениях легкой и тяжелой нефти / А. Тома. - Текст: непосредственный //Территория Нефтегаз. - 2017. - № 7 (8). - С. 58 - 66.

76. ТУ - 09.10.12.190 - 073 - 02069639 - 2016. Исследование процесса вытеснения нефти из насыпных и карбонатных моделей пласта сверхкритическими флюидными системами, 2016. - 25 с.

77. Уэйлес, С. Фазовые равновесия в химической технологии: В 2-х ч. Ч. 1. Пер. с англ. / С. Уэйлес. - Москва «Мир», 1989. - 304 с. - Текст: непосредственный.

78. Уэйлес, С. Фазовые равновесия в химической технологии: В 2-х ч. Ч. 2. Пер. с англ. / С. Уэйлес. - Москва «Мир», 1989. - 304 с. - Текст: непосредственный.

79. Фаткуллин, А.А. Значение газовых методов в освоении трудноизвлекае-мых запасов нефти / А.А. Фаткуллин. - Текст: непосредственный // Нефтяное хозяйство. - 2000. - № 1. - С. 32 - 35.

80. Фаловский, В.И. Современный подход к моделированию фазовых превращений углеводородных систем с помощью уравнения состояния Пенга -Робинсона / В.И. Фаловский, А.С. Хорошев, В.Г. Шахов. - Текст: непосредственный // Известия Самарского научного центра Российской академии наук. - 2011. - Т. 13. - №4. - С. 120 -125.

81. Фролов, К. Д. Гидравлический расчет трубопроводов при неизотермическом течении нефтей и нефтепродуктов. - Текст: непосредственный / К.Д. Фролов // Нефтяное хозяйство. - 1967. - № 4.. - С. 8 - 14.

82. Холм, Л.У. Применение углекислого газа при вытеснении нефти / Л.У. Холм. - Текст: непосредственный // Нефтепромысловое дело.- №3. - С. 33 - 35.

83. Черникин, А.В. О вязкостно - температурной зависимости Филонова -Рейнольдса // Трубопроводный транспорт [теория и практика] . - 2010. - № 6 (22). - С. 22 - 28. - Текст: непосредственный.

84. Швецов, И.А. Физико - химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и перспективы / И.А. Швецов, В.М. Мамырин, 2000. - 350 с. -Текст: непосредственный.

85. Шакиров, А.Н. Реагент КС - 6 для повышения добычи нефти / А.Н. Ша-киров, В.Г. Козин. - Текст: непосредственный // Нефтяное хозяйство. -2002. - № 9. - С.64 - 66.

86. Щелкачев, В.Н. Подземная гидравлика / В.Н. Щелкачев. - Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2001. - 736 с. - Текст: непосредственный.

87. Щуров В. И. Технология и техника добычи нефти: Учебник для ВУЗов (Издание3) / В.И. Щуров. - Москва: Альянс, 2009. - 510 с. - Текст: непосредственный.

88. Шамсетдинов, Ф. Р. Экспериментальная установка для исследования вязкости газонасыщенных жидких углеводородов при давлениях до 50 МПа / А.В. Радаев [и др.] - Текст: непосредственный // Вестник Казанского технологического университета. - 2013. - Т. 16. - № 18. - С. 112 - 114.

89. Эрлагер, Р. Гидродинамические исследования скважин. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. - 512 с. - Текст: непосредственный.

90. Юдин, Е.В. Моделирование фильтрации жидкости в неоднородных средах для анализа и планирования разработки нефтяных месторождений: дисс. кандидата физ.-мат. наук / Е.В. Юдин: Институт проблем транспорта энергоресурсов]. - Москва, 2014. - 173 с. - Текст: непосредственный.

91. Alrawahi, N. A new correlation for prediction of viscosities of Omani Fahud Field crude oils / N. Alrawahi [et al.] // Advances in Modelling of Fluid Dynamics.

- 2012. - Chapter 12. - pp. 293 - 300.

92. Ahmed, A.S. Experimental and simulation studies to evaluate the improvement of oil recovery by different modes of C02 injection in carbonate reservoirs A Dissertation by doctor of philosophy, 2010. - 478 p.

93. Besserer, G.J. Equilibrium phase properties of n - pentane - carbon dioxide system / Besserer G.J., Robinson D.B. // Journal Chem. and Eng. Data, 1973. -v.18. - №4. - pp. 416 - 419.

94. Bagci, A.S. An investigation of WAG process using a horizontal wells /A.S. Bagsi // Energy Sources, Part A., 2006. - V 28. - pp. 549 - 558.

95. Bardon, C.L. CO2 Injection to Enhance / C.L. Bardon, L. Denoyelle // Heavy Oil Recovery, 2016. - V. 76. - pp. 177 - 209.

96. Bizhan, K. G. Prediction of kinematic viscosity of petroleum fractions using artificial neural networks // Iranian Journal of Oil & Gas Science and Technology, 2014. - Vol. 3. - № 2. - pp. 51 - 65.

97. Boda, M. A. Analysis of kinematic viscosity for liquids by varying temperature / P.N. Bhasagi, A.S. Sawade, R.A. Andodgi // International Journal of Innovative Research in Science, Engineering and Technology. April 2015. Vol. 4. Issue 4. P. 1951-1954.

98. Case, F.H. Molecular simulation study on the solubility of carbon dioxide in mixtures of cyclohexane + cyclohexanone / F.H. Case, A. Chaka, D. G. Friend, D. Frurip, J. Golab, P. Gordon, R. Johnson, P. Kolar, J. Moore, R. D. Mountain, J. Olson, R. Ross, M. Schiller, Fluid Phase Equilib., 2012. - pp. 77 - 83.

99. El - Khatib, N.Water flooding Performance of Communicating Stratified Reservoirs With Log Normal Permeability Distribution / N. El - Khabib // SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 1999. - V. 2(6). - pp. 542 - 549.

100. Firoozabadi, A. Reservoir-fluid phase behavior and volumetric prediction with equations of state / A. Firoozabadi // Journal of Petroleum Technology, 1988.

- pp. 397 - 406.

101. Graboski, M. S. A modified Soave equation of state for phase equilibrium calculations / M. S. Graboski, T.E. Daubert // Hydrocarbon systems, Ind. Eng. Chem. Process Des. Dev., 1978. - pp. 443 - 448.

102. Gabriela, B. S. Simulation of the oil and gas flow toward a well - A stability analysis / G.B. Savioli, M.S. Bidner // Journal of Petroleum Science and Engineering, 2005. - № 48. - pp. 53 - 69.

103. Joffe, G. Vapor - Liquid equilibria with the Redlich - Kwong equation of state / G. Joffe, G.M. Schroeder, D. Zudkevitch // AIChE J, 1970 . - V. 1. - № 3. -pp. 496 - 498.

104. Katz, D.L. Predicting phase behavior of condensate/crude oil systems using methane interaction coefficients / D.L. Katz, A. Firoozabadi // Journal of Petroleum Technology. 1978. - pp. 1649 - 1655.

105. Kovsek A.R. Foam mobility in heterogeneous porous media / A.R. Kovsek, H.J. Bertin // Transport in porous media, 2003. - № 52. - pp. 17 - 35.

106. Lee S. Enhanced Oil Recovery by Using CO2 Foams / S. Lee Enhanced Oil Recovery Field Case Studies, 2013. - pp. 23 - 61.

107. Metwally M. Effect of gaseous additives on steam process for Lindberg field, Alberta / M. Metwally // Journal of Canada Petroleum Technology, 1990. - V. 29. - № 6. - pp. 300 - 310.

108. Tsuzuki, N. Comparison between Numerical and Experimental for UVP Measurement in Double Bent Pipe with Out - of- Plane / Angle Nobuyoshi Tsuzuki, Treenuson Weerachon, Hiroshige Kikura // Journal of Flow Control, Measurement & Visualization, 2014. - V.2. - pp. 154 - 164.

109. Severa, L. Temperature dependent kinematic viscosity of different types of engine oils / L. Severa, M. Havlicek, V. Kumbar // Acta Universitatis Agriculture, August 2009. - pp. - 95-102.

110. Srivastava, J.P. Water - Alternating-Gas (WAG) Injection a Novel EOR Technique for Mature Light Oil Fields - A Laboratory Investigation for GS- 5C sand of Gandhar Field / 9th Biennal International conference and Exposition on Petroleum Geophysics, 2012. - pp 9 - 16.

111. Wo, S. Estimates of Potential CO2: Demand for CO2 EOR in Wyoming Basins / S. Wo, L.D. Whitman, J.R. Steidtmann // In: SPE Rocky Mountain Petroleum Technology Conference. - 278 p.

112. West, E.H. An evaluation of four methods of properties of light hydrocarbon systems / E.H. West, J. H. Erbar // Petrolieri International, 1974. - V. XXI. - № 4. - pp. 60 - 71.