Математическое моделирование циклического теплового воздействия на нефтяные пласты тема автореферата и диссертации по механике, 01.02.05 ВАК РФ

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИЗ ТЕПЛОВЫХ ПОТЕРЬ ПРИ ДВИЖЕНИИ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ ПО СКВАЖИНЕ.

1.1. Методика расчета процесса движения теплоносителя в скважине и теплового поля в окружающих породах.

1.1.1. Метод исследования одномерного неизотермического движения сжимаемой жидкости и газа в трубах по Чарному.

1.1.2. Изменение температуры газожидкостной смеси в процессе движения по трубам по Чубанову.

1.1.3. Математическая модель движения двухфазного теплоносителя в вертикальной скважине с учетом теплопотерь в окружающие породы.

1.2. Методы теплоизоляции скважин.

1.2.1. Основные характеристики анализируемых теплоизоляционных материалов. 1.2.2. Определение теплового сопротивления стандартной конструкции скважины.

1.3. Анализ тепловых потерь из скважины для различных теплоизоляторов.

1.3.1. Влияние начального паросодержания на глубину полной конденсации пара.

1.3.2. Влияние устьевого расхода на максимальную глубину проникновения пара.

1.3.3. Влияние начальной температуры закачиваемого теплоносителя на * забойные характеристики пароводяной смеси.

2. МОДЕЛИРОВАНИЕ И ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРОЦИКЛИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА.

2.1. Метод пароциклического воздействия на призабойную зону нефтяного пласта.

2.1.1. Технология пароциклического воздействия.

2.1.2. Методы расчета и анализа процесса паротеплового воздействия на нефтяные пласты.

2.1.3. Анализ промыслового опыта.

2.2. Интегральная модель эволюции теплового поля в призабойной зоне при пароциклическом воздействии.

2.2.1. Расчет максимальной зоны теплового воздействия и времени закачки теплоносителя при пароциклическом воздействии.

2.2.2. Расчет периода паротепловой пропитки и времени остановки скважины при пароциклическом воздействии.

2.2.3. Определение времени отбора нефти при циклическом паротепловом воздействии на скважину.

2.3. Пример оптимизация процесса пароциклического воздействия с использованием разработанной модели для объектов разработки Степноозерского месторождения.

2.3.1. Влияние времени закачки теплоносителя.

2.3.2. Оптимизация длительности интервала добычи.

3. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПЕРИОДИЧЕСКОГО ТЕРМОПОЛИМЕРНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ.

3.'1. Механизм периодического термополимерного воздействия на залежи высоковязких нефтей.

3.1.1. Технология периодического термополимерного воздействия на залежи высоковязких нефтей.

3.1.2. Анализ экспериментальных и промысловых исследований.

3.2. Математическая модель периодического термополимерного воздействия на залежи высоковязких нефтей.

3.2.1. Инженерная методика расчета основных технологических параметров периодического термополимерного воздействия на залежи высоковязких нефтей.

3.2.2. Математическая модель неизотермического вытеснения нефти раствором полимера.

3.3. Анализ эффективности периодического термополимерного воздействия.

3.3.1. Влияние количества и соотношения объемов оторочек на коэффициент нефтеизвлечения.

3.3.2. Оценка влияния последовательности закачки оторочек и их количества на подвижность фильтрационного потока.

4 ВЫВОДЫ.

В связи с истощением легкоизвлекаемых запасов нефтей Западной Сибири остро встает вопрос поддержания темпов добычи нефти. Одним из направлений решения данной проблемы является освоение трудноизвлекаемых запасов нефтей. До 20% запасов Западной Сибири составляют тяжелые высоковязкие нефти. Эти запасы, как правило, законсервированы или находятся в пробной эксплуатации. Мировой опыт разработки таких запасов показывает на возможность успешной и эффективной добычи этих нефтей. Большой опыт наработан в Канаде, Венесуэле, Бразилии и др., в нашей стране эти проблемы успешно решаются ф на месторождениях Удмуртии, Татарстана, Краснодарского края, Сахалина.

Наиболее эффективным методом разработки залежей высоковязких нефтей и интенсификации их добычи является пароциклическое и комбинированное термополимерное воздействие на пласты. Разработка моделей и инженерных методик для прогнозирования результатов такого воздействия является весьма актуальной задачей именно сейчас и именно здесь, в Западносибирском регионе.

Изученность рассмотренного метода воздействия на нефтяные пласты, в настоящее время, ограничивается рассмотрением основных физических принципов и механизмов паротепловой пропитки. В силу специфики процесса, его натурное моделирование трудноосуществимо: в небольших лабораторных моделях роль капиллярных процессов значительно выше и они существенно отличают динамику от закономерностей, имеющих место в призабойной зоне пласта. Учет геолого-физических особенностей пластов обычно анализируется в опытно-промышленных экспериментах. Основной упор в научном обосновании и исследовательских разработках в Канаде делается в области разработки теплогенераторов, в том числе забойного типа, в США, в первую очередь, исследуются и применяются технологии масштабного нециклического теплового воздействия на пласт. В российском институте Ростермнефть, занимающемся этими проблемами, накоплен большой опыт исследований и применения различных видов теплового воздействия.

Однако имеющиеся разработки не позволяют напрямую применять пароциклическую и термополимерную технологии в конкретных условиях месторождений Западной Сибири. Требуется разработка методик, обоснования применения имеющихся теплогенераторов с учетом тепловых потерь в скважинах с обычными и теплоизолированными насосно-компрессорными трубами (НКТ), методик расчета основных периодов циклического воздействия (интервала закачки теплоносителя, времени паротепловой пропитки, активного периода добычи разогретой нефти). И, наконец, для экономической оценки результатов применения технологии необходимо разработать методики прогнозирования интенсификации добычи и расчета технологического эффекта.

Для решения этих задач предлагается провести теоретический анализ указанных процессов, сформулировать основные интегральные законы теплового и массового баланса в призабойной зоне скважин, получить решения, которые составляют основу инженерных методик моделирования процессов, прогнозирования основных технологических показателей с учетом особенностей месторождений Западной Сибири (глубокозалегающие запасы, наличие слоев вечной мерзлоты, относительно низкая проницаемость коллекторов, высокий коэффициент глинистости и т.п.).

Целью диссертационной работы является исследование влияния различных типов теплоизоляции на процесс движения двухфазного теплоносителя (пар - вода) по стволу скважины и основные параметры теплового агента (расход, паросодержание, температура и давление пароводяной смеси), а так же прогнозирование параметров теплоносителя на ее забое. Построение физико-математической модели пароциклического воздействия на призабойную зону пластов на месторождениях вязких и высоковязких нефтей для расчета основных технологических параметров время закачки, выдержки теплоносителя, оптимальное время добычи продукции), определяющих успешность работ; разработка методов оптимизации технологии пароциклического воздействия, и их апробация на примере Степноозерского месторождения (республика Татарстан). Разработка методики численного исследования процесса периодической закачки горячей воды и раствора полимера для интенсификации вытеснения высоковязкой нефти; исследование влияния разбиения основных реагентов на оторочки, соотношения размеров оторочек и концентрации полимера на эффективность процесса вытеснения нефти; оценка влияния перечисленных параметров на вязкостную неустойчивость оторочек реагентов в пласте.

Научная новизна диссертационной работы заключается в решении задачи расчета тепловых потерь из скважины с учетом ее конструкции и различных видов теплоизоляции при движении двухфазного теплоносителя (пар - вода) по стволу скважины. Установлено, что глубина полной конденсации пара в скважине в первую очередь определяется начальным паросодержанием; расход и давление пара на устье оказывают более слабое влияние. Показано влияние различных теплоизоляторов, применяемых в настоящее время, на параметры теплового агента на забое скважины.

Разработана упрощенная модель процесса циклического паротеплового воздействия на пласт, в основу которой положены интегральные уравнения теплового баланса в пласте и окружающих породах.

Установлено, что при варьировании основных времен (этапов) процесса пароциклического воздействия возможно достижение максимальной интенсификации добычи нефти. Разработана методика оптимизации процесса по соотношению времени закачки пара и периода добычи продукции. Проведены оптимизационные исследования для основных объектов разработки Степноозерского месторождения.

Разработана методика численного исследования процесса периодического термополимерного воздействия, позволяющая исследовать динамику вытеснения нефти и оценить степень неустойчивости фронтов вытеснения. Предложена методика прогнозирования периодического термополимерного воздействия учитывающая влияние основных технологических параметров (количество и размеры оторочек, порядок закачки флюидов в пласт и т.п.) на эффективность процесса.

Практическая ценность диссертационной работы заключается в создании инженерных методик расчета пароциклического и периодического термополимерного воздействия на призабойную зону пластов, содержащих высоковязкие нефти, позволяющих обосновать и оценить степень интенсификации притока и эффективность добычи нефти; оценке влияния различных видов теплоизоляции на возможность доставки пара на забои скважин. Научное и инженерное обоснование эффективности применения данных технологий для условий нефтяных месторождений Западной Сибири позволит включать технологии в проектные документы и начать опытно-промышленное освоение запасов высоковязких нефтей. Успешная разработка запасов таких нефтей имеет большие социальные и экономические последствия для Тюменского региона.

4. ВЫВОДЫ

Решена задача движения двухфазного теплоносителя (пар-вода) в вертикальной скважине с учетом теплопотерь в окружающие породы применительно к конкретной конструкции скважины, с различными видами теплоизоляции. Проанализировано влияние начального паросодержания, устьевого давления и расхода теплоносителя на максимальную глубину проникновения пара. Установлено, что увеличение начального паросодержания выше 80% позволяет резко увеличить максимальную глубину проникновения пара (до 2 раз), а применение теплоизолированных НКТ ОАО «Удмуртнефть» до 3 раз. При этом теплоизолированные НКТ ОАО «Удмуртнефть» и НКТ с нанесением двойного теплоизоляционного покрытия ТЬегтоСоа! обладают примерно равной теплоизоляционной эффективностью. Их применение, при использовании парогенераторов с расходом 1,6 т/ч и начальным паросодержанием выше 70%, позволяет расширить круг месторождений высоковязких нефтей, на которых применение тепловых методов воздействия является эффективным, и подвергать тепловой обработке скважины с забоями глубже 1000 метров. Для нетеплоизолированных НКТ максимальные глубины проникновения пара для тех же устьевых характеристик теплоносителя, ограничены 500-600 метрами.

Разработана интегральная физико-математическая модель пароциклического воздействия на призабойную зону пластов с целью увеличения нефтеотдачи месторождений содержащих высоковязкие нефти. Установлено, что: 1) максимальная эффективность процесса достигается при времени закачке теплоносителя соответствующем установлению стационарного распределения температуры в призабойной зоне; 2) время паротепловой пропитки определяется полной конденсацией пара в призабойной зоне охваченной тепловым воздействием; 3) процесс отбора нефти целесообразнее заканчивать до момента полного охлаждения призабойной зоны; 4) существуют оптимальные технологические параметры, дающие максимальную интенсификацию дебита. Показано, что по сравнению с неоптимизированным воздействием, такая оптимизация позволяет увеличить дебит скважин еще на 40-50%.

Разработана методика численного исследования процесса периодического термополимерного воздействия на пласт. Исследовано влияние количества оторочек закачиваемых реагентов, а так же соотношения объемов этих оторочек, на эффективность вытеснения нефти. В ходе исследования установлено, что: 1) наиболее эффективным является дробление закачиваемых реагентов на б чередующихся оторочек; 2) предпочтительным соотношением объемов закачиваемых реагентов является равное количество горячей воды и раствора полимера; 3) дробление закачиваемых реагентов на оторочки позволяет сделать задний фронт вытеснения более устойчивым, за счет растягивания области увеличения подвижности; 4) изменение концентрации полимера от оторочки к оторочке, практически не меняет устойчивости процесса вытеснения нефти. На основании проведенных исследований можно сделать вывод, что технология периодического термополимерного воздействия в целом не дает существенного выигрыша в динамике процесса нефтеизвлечения, по сравнению с термополимерным заводнением, но позволяет улучшить соотношение подвижностей флюидов и снизить неустойчивость процесса вытеснения.

На основании проведенных исследований можно сделать вывод, что технология периодического термополимерного воздействия в целом не дает существенного выигрыша в динамике процесса нефтеизвлечения, но позволяет улучшить соотношение подвижностей флюидов и снизить неустойчивость процесса вытеснения.

1. Азиз X., Сеттери Э. Математическое моделирование пластовых систем. Пер. с анг. М.: Недра, 1982.- 407 с.

2. Алишаев М.Г., Розенберг М.Д., Теслюк Е.В. Неизотермическая фильтрация при разработке нефтяных месторождений. М.: Недра, 1985. -208 с.

3. Альтшуль А.Д., Животовский JI.C., Л.П. Иванов. Гидродинамика и аэродинамика. М.: Стройиздат, 1987. -413 с.

4. Амелин И.Д., Субботина Е.В. Особенности разработки залежей с карбонатными коллекторами. М.: ВНИИОЭНГ, 1986. - 280 с.

5. Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Нугайбеков А.Г., Федоров K.M., Нафизов А.З., Блинов С.А. Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти карбонатных колекторов: Учебное пособие. Уфа: Из-во УГНТУ, 1997. 243 с.

6. Антониади Д.Г. Научные основы разработки нефтяных месторождений термическими методами. М.: Недра, 1995. 314 с.

7. Базаров И.П. Термодинамика. М.: Высшая школа, 1991. 376 с.

8. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1977. 308 с.

9. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра.- 1984. -211 с.

10. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993. 416 с.

11. Баширов В.В., Булгакова Г.Т., Шарафутдинов Р.Ф. Неизотермическая фильтрация жидкости и газа в пористой среде и задачи увеличения нефтеотдачи пластов тепловыми методами. Учебное пособие. Уфа, изд. Баш.гос.ун-та, 1985. 213 с.

12. Баширов В.В., Карпов В.П., Федоров K.M. Парогазотермическая обработка призабойной зоны и пласта в целом.//Итоги науки и техники. Сер.

13. Разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВИНИТИ, Т. 19, 1987. -с. 3-82.

14. Баширов В.В., Федоров K.M., Овсюков A.B. Неизотермическое движение жидкости и газа в пористых средах и задачи увеличения нефтеотдачи пластов тепловыми методами: учебное пособие. Уфа: Изд-во Баш. Гос. Ун-та. 1984. 84 с.

15. Боксерман A.A., Раковский H.JL, Глаз И.А. Разработка нефтяных месторождений путем сочетания заводнения с нагнетанием пара.//Итоги науки и техники. Сер. Разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВИНИТИ, Т. 7, 1975. с. 3-93.

16. Брагинская Г.С. О структуре фронта довытеснения нефти растворами активной примеси в неизотермических условиях.//Изв. АН СССР. МЖГ, №1, 1982.-с. 23-34.

17. Бурдынь Т.А., Горбунов А.Т., Любин Л.В. и др. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении. М.: Недра, 1973. 201 с.

18. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. Пер. с франц. М.: Недра, 1989. 424 с.

19. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. М.: Недра, 1983. — 264 с.

20. Гергель В.П., Стронгин Р.Г. Параллельные вычисления в задачах выбора глобально-оптимальных решений для многопроцессорных кластерных систем.//Математическое моделирование Самара: Литера, 2002. -с.23-26.

21. Горбанец В.К., Иманов А.М., Рагер Т.И. Исследование процессов вытеснения высоковязкой нефти теплоносителями в сочетании сполимерным заводнением.//Вопросы геологии и разработки нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. с. 37-54.

22. Джалалов К.Э., Ишханов В.Г. Прогнозирование дебита скважин при пароциклическом воздействии на пласт.//Проблемы комплексного изучения и опытно-промышленного внедрения термических методов повышения нефтеотдачи пластов. М.: ВНИИОЭНГ, 1983.- с. 3-57.

23. Добрынин В.М., и др. Промысловая геофизика. М.: Издательство "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2004. 315 с.

24. Дошер Т.М., Хассеми Фархад. Влияние вязкости нефти и толщины продуктивного пласта на эффективность паротеплового воздействия.// Экспресс-информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ.- 1984. с. 3-44.

25. Лозин Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений. Уфа: Башкирское книжное издательство, 1987.-238 с.

26. Ентов В.М. Физико-химическая гидродинамика процессов в пористых средах (математические модели методов повышения нефтеотдачи пластов).//Успехи механики, т. 4, №3, 1981.-е. 23-56.

27. Ентов В.М. Физико-химическая гидродинамика процессов в пористых средах (математические модели методов повышения нефтеотдачи пластов).//Успехи механики, т.4, №3, 1981, с.49-79.

28. Ентов В.М., Зазовский А.Ф. Гидродинамика процессов повышения нефтеотдачи. М.: Недра, 1989. 232 с.

29. Желтов Ю.В., Кудинов В.И., Малофеев Г.Е. Разработка сложнопостроенных месторождений вязкой нефти в карбонатных коллекторах. М.: Недра, 1988. 313 с.

30. Зазовский А.Ф., О неизотермическом вытеснении нефти водой из нетеплоизолированных пластов.//Изв. АН СССР, МЖГ, №5, 1983. с. 23-44.

31. Зазовский А.Ф., Федоров K.M. О вытеснении нефти паром. М.: Препринт ИПМ АН СССР, №267, 1986. 82 с.

32. Зайцев Ю.В., Максутов P.A., Чубанов О.В., Сафаров P.A., Дворкин Я.П., Зайцев И.Ю. Теория и практика газлифта. М.: Недра, 1987. 256 с.

33. Ибрагимов Г.З., Хисамутдииов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. М.: Недра, 1983. — 262 с.

34. Калиткин H.H. Численные методы. М.: Наука, 1978. 512 с.

35. Корн Г. Справочник по математике для научных работников и инженеров. М.: Наука, 2003. 832 с.

36. Крылов А.П., Белаш П.М., Борисов Ю.П., Бучин П., Воинов В.В., Шаговский М.М., Максимов М.И., Николаевский Н.М., Розенберг М.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. М.: Гостоптехиздат, 1962.314 с.

37. Кудинов В.И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей. М.: Нефть и газ, 1996. 154 с.

38. Кудинов В.И., Сучков Б.И. Новые технологии повышения нефтеотдачи. Самара: Изд-во КН, 1998. 368 с.

39. Кунц К., Тискье Н. Термические исследования газовых скважин. Пер. с англ.//Вопросы промысловой геофизики. М.: Гостоптехиздат, 1957. -с. 3-36.

40. Лапук Б.Б. О температурных изменениях при движении сырой нефти в пористых пластах.//Нефтяное хозяйство, №4, 1940. — с. 23-31.

41. Лапук Б.Б. О термодинамических процессах при движении газа в пористой среде.//Нефтяное хозяйство, №3, 1940. с. 35-43.

42. Лыков A.B. Теория теплопроводности. М.: Высшая школа, 1967. — 600 с.

43. Лыков A.B. Тепломассообмен (Справочник). М.: Энергия, 1971. -403 с.

44. Мартос В.Н. Применение полимеров в нефтедобывающей промышленности. М.: изд. ВНИИОЭНГ, 1974. 204 с.

45. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. М.: Гостоптехиздат, 1949. -303 с.

46. Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И.М. Прогнозирование промысловой эффективности методов теплового воздействия на нефтяные пласты. М.: Недра, 1983.-222 с.

47. Мусин М.М. Численная модель процесса паротеплового воздействия на пласт с системой скважин.//Проблемы эксплуататции месторождений битумов Татарии. Вып. 44. Куйбышев: ТатНИПИнефть, 1980.-с. 15-26.

48. Николаевский В.Н. и др. Движение углеводородных смесей в пористой среде. М.: Недра, 1967. 176 с.

49. Перри Дж. Г. Справочник инженера химика. Л.: Химия, 1969. — 820 с.

50. Разработка нефтяных месторождений/Под. ред. H.H. Хисамутдинов и Г.З. Ибрагимова. Т.1, М.: ВНИИОЭНГ, 1994. 246 с.

51. Рубинштейн Л.И. О температурном поле пласта при нагнетании в пласт горячего теплоносителя.//Труды Уфимского нефтяного института, вып. 2. Уфа: Изд. УфНИ 1958. 97 с.

52. Рубинштейн Л.И. О температурном поле пласта при тепловой инжекции. Уч. зап. Каз. Ун-та, т. 121, №5. Казань: Изд. Каз. универ., 1961. -174 с.

53. Рубинштейн Л.И. Об одной двуслойной стационарной термоконвективной задаче.//Изв. вузов, №1. М.: «Математика», 1962. с. 3041.

54. Рубинштейн Л.И. Температурные поля в нефтяных пластах. М.: Недра, 1972.-405 с.

55. Рузин Л.М., Урсегов С.О. Новые технологии добычи высоковязких нефтей и битумов.//Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. №7. М.: МК-Периодика, 2004. с. 56-67.

56. Сазонов В.Ф. Проблемы разработки и увеличения нефтеотдачи месторождений высоковязких нефтей.//Геология, геофизика и разработканефтяных и газовых месторождений. №7. М.: МК-Периодика, 2004. с. 4355.

57. Сафонов E.H., Алмаев Р.Х. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана. Уфа: РИЦ АНК "Башнефть", 1997. — 103 с.

58. Сургучев MJL, Кеманов В.И., Гавура Н.В. и др. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов. М.: Недра, 1987. — 183 с.

59. Уголев B.C., Лизанов В.И. Термические методы в добыче нефти. М.: Гостоптехиздат, 1959. 156 с.

60. Уизем Дж. Линейные и нелинейные волны. М.: Мир, 1974. 453 с.

61. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения. М.: Мир, 1974. — 389 с.

62. Федоров K.M., Шарафутдинов Р.Ф. К теории неизотермической фильтрации с фазовыми переходами.//Изв. РАН. сер. МЖГ, №5, 1989. — с. 6879.

63. K.M. Федоров, А.П. Шевелёв. Моделирование работы скважины в неизотермическом режиме.//Теплофизика, гидрогазодинамика, теплотехника: Сборник статей. Выпуск 2. Тюмень: Издательство ТюмГУ, 2004 г.- с. 82-91.

64. K.M. Федоров, А.П. Шевелёв. Инженерные оценки технологических параметров и эффективности парогазоциклического воздействия.//Теплофизика, гидрогазодинамика, теплотехника: Сборник статей. Выпуск 2. Тюмень: Издательство ТюмГУ, 2004 г.- с. 91-114.

65. K.M. Федоров, А.П. Шевелёв. Теоретический анализ тепловых потерь из скважины и влияние различных типов их теплоизоляции.//Вестник ТюмГУ, №5, 2004 г.- с. 235-239.

66. К. М. Федоров, А. П. Шевелёв. Расчет тепловых потерь при закачке насыщенного пара в скважину .//Известия Высших учебных заведений. Серия нефть и газ. №4, 2005 г.- с. 37-43.

67. Физические величины: Справочник/Под ред. И.С. Григорьева, Е.З. Мейлихова. М.: Энергоатомиздат, 1991. 340 с.

68. Халилов Г.А., Баширов В.В., Шарафутдинов Р.Ф. Физические основы процесса вытеснения углеводородов из пористых сред парогазовой смесью. Глубинные теплогенераторы для повышения нефтеотдачи пластов. М.: ИВТАН, 1982.- 175 с.

69. Чарный И.А. Нагревание призабойной зоны при закачке горячей воды в скважину./ТНефтяное хозяйство, №2, 1953. с. 10-23.

70. Чарный И.А. Основы газовой динамики. М.: Гостоптехиздат, 1961. -340 с.

71. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963.-321 с.

72. Чекалюк Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. М.: Гостехиздат, 1961. 276 с.

73. Чекалюк Э.Б. Теромидинамика нефтяного пласта. М.: Недра, 1965. -219 с.

74. Чекалюк Э.Б., Оганов К.А., Снарский А.Н., Степанченко Е.А. Тепловая обработка истощенного нефтяного пласта.//Нефтяное хозяйство, №1, 1954.-с. 40-49.

75. Чекалюк Э.Б., Оганов К.А., Тепловые методы повышения отдачи нефтяных залежей. Киев: Наукова думка, 1979. 235 с.

76. Швецов И.А., Бакаев Г.Н. и др. Состояние и перспективы полимерного воздействия на пласт.//Нефтяное хозяйство. №4, 1994. с.24-27.

77. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. М.: Гостоптехиздат, 1949. -298 с.

78. Щелкачев В.П. Разработка нефтеводяных пластов при упругом режиме. М.: Гостоптехиздат, 1953. 233 с.

79. Юркив Н.И. Механизм вытеснения нефти из пористой среды.//Нефтяное хозяйство, №6. 1994. с. 4-13.

80. Abdalla A. Coats К.Н. A Three-Phase Experimental and Numerical Simulation Study of the Steam Flood Process. Paper SPE 3600 presented at the SPE 46th Annual Meeting . New Orleans. October, 1971.

81. Coats K.H., George W.D., Chu. C., Marcum B.E. Three-Dimensional Simulation of Steamflooding.//SPEJ, December, 1974. p. 573-592.

82. Farouq-Ali S.M., Medau R.F. Current steamflood technology.//JPT, 1979, v.31, N 10, p. 1332-1340.

83. Fayers F.J. Some theoretical results concerning the displacement of a viscous oil by fluid in a porous medium.//J.Fluid Mech., 1962, v. 13, n. 1, p. 65-76.

84. Hasan A.R., Kabir C.S., Lin D. Analytic Wellbore-Temperature Model for Transient Gas-Well Testing.//SPE REE, 2005, v. 8, n.3. p. 240-248.

85. Lookeren L. Calculation Methods for Liner and Radial Flow in Oil Reservoirs. Paper SPE 6788 presented at the SPE 52nd Annual Technical Conference, Denver. October 1977.

86. Mandl G., Volek C.W. Heat and mass transport in steam drive processes.//Soc.Petrol.Eng.J., 1969, v. 9, n. 1, p. 59-79.

87. Mandl G., Volek C.W. Heat and Mass Transport in Steam Drive Process.//SPEJ march 1969. p. 59-79.

88. Marx J.W., Langerheim R.H. Reservoir heating by hot fluid injecting. Trans. AIME, 1959, v. 216, p. 312-315.

89. Meldau R.F., Shipley R.G., Coats K.H. Cyclic Gas/Steam stimulation of heavy-oil wells.//JPT, 1981, v.33, N10, p. 1990-1998.

90. Neuman C.H. A Mathematical Model of the Steam Drive Process

91. Applications. Paper SPE 4757 presented at the SPE 45 Annual California Regional Meeting, Venture, April 24, 1975.

92. Patel A., D. Davis, C. Guthrie, D. Tuk, Tai Nguyen, J. Williams. Optimizing Cyclic-Steam Oil Production With Genetic Algorithms.//JPT, 2005, v.57, n.6, p. 68-70.

93. Scott G.R. Comparison of Cyclic Steam Stimulation and Steam-Assisted Gravity Drainage.//JPT, 2003, v.55, n.6, p.68-69.

94. Sheidegger A.E. The Physics of flow through porous media.//The Macmielan Company. New-York, 1957. Перевод на русский язык. М.: Гостоптехиздат, 1960. — с. 65-81.

95. Shutler N.D. Numerical Three-Phase Simulation of the Steamflood Process.//SPEJ, December, 1969. p. 232-246.

96. Weinbbrandt R.M., Ramey H.J., The effect of temperature on relative permeability of consolidated rocks //SPEJ, 1972, Paper n 4142.

97. Weinstein H.G., Wheller J.A., Woods E.G. Numerical Methods for Thermal Process.//SPEJ, February 1977, pp. 65-68.

98. Wright T.R. Initial down hole steam generator tests completed.//World Oil, 1980, v. 10, N5, p.15.

99. Yortsos Y.C., Galavas G.R. Analytical modeling of oil recovery by steam injection: Part 1 Upper bounds.//Soc.Petrol.Eng.J., 1981, v. 21, n. 2, p. 162-178.

100. Yortsos Y.C., Galavas G.R. Analytical modeling of oil recovery by steam injection: Part 2 Asimptotic and approximate solutions.//Soc.Petrol.Eng.J., 1981, v. 21, n. 2, p. 179-189.

101. Young F.S., Krajicek R.W. The vapor thermal process for recovery of viscous crude oil.//Proceedings of the 1st Int. conf. on the future of heavy crude and tar sands. Edmonton, 1979, p.821-827.