Совершенствование термогидродинамических моделей парогравитационного способа разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов

Нухаев, Марат Тохтарович

Совершенствование термогидродинамических моделей парогравитационного способа разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов тема автореферата и диссертации по физике, 01.04.14 ВАК РФ

Нухаев, Марат Тохтарович АВТОР

кандидата технических наук УЧЕНАЯ СТЕПЕНЬ

Уфа МЕСТО ЗАЩИТЫ

2006 ГОД ЗАЩИТЫ

01.04.14 КОД ВАК РФ

Диссертация по физике на тему «Совершенствование термогидродинамических моделей парогравитационного способа разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов»

Автореферат диссертации на тему "Совершенствование термогидродинамических моделей парогравитационного способа разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов"

На правах рукописи

НУХАЕВ МАРАТ ТОХТАРОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ПАРОГРАВИТАЦИОННОГО СПОСОБА РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЕЙ И ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ

01.04.14 "Теплофизика и теоретическая теплотехника" 25.00.17 "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа - 2006

Работа выполнена в Московском научно-исследовательском центре компании Шлюмберже и на кафедре геофизики Башкирского государственного университета

доктор технических наук, профессор

Шандрыгин Александр Николаевич

доктор технических наук, Федоров Вячеслав Николаевич

кандидат технических наук, Чижов Александр Петрович.

Уфимский государственный нефтяной технический университет

Защита состоится «30» марта 2006 г. в 1500 часов, в ауд. 216 физического факультета на заседании диссертационного совета Д212.013.04 в Башкирском государственном университете по адресу: 450074, г. Уфа, ул. Фрунзе 32, физический факультет.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке Башкирского государственного университета.

Автореферат разослан 28 февраля 2006 г.

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

Ученый секретарь диссертационного совета д.ф.-м.н.

Р.Ф.Шарафутдинов

200£А

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность. Из-за постоянного роста цен на углеводородное сырье и постепенного истощения месторождений с запасами "легких" нефтей, в последнее время все больше внимания уделяется разработке залежей тяжелых (высоковязких) нефтей (ТН) и природных битумов (ПБ). По оценкам Центра Геологических Исследований (США) объем технически извлекаемых запасов тяжелой нефти и природных битумов превосходит мировые геологические запасы легкой нефти - запасы легкой нефти составляют 47%, тяжелой нефти 21% и природного битума 32%. Россия занимает одну из ведущих позиций по величине запасов и ресурсов тяжелой нефти и природного битума. На данный момент в Канаде, Венесуэле, США, России и других странах ведутся интенсивные работы по совершенствованию технологических процессов и созданию новых технических средств добычи тяжелых углеводородов. Одним из новейших тепловых методов разработки ТН и ПБ, превосходящий по эффективности уже традиционные технологии паротеплового воздействия, является парогравитационный дренаж (SAGD - Steam Assisted Gravity Drainage). Несмотря на существующий опыт пилотных и коммерческих проектов, данный способ требует дальнейшего совершенствования. Развитие данного направления требует глубокого изучения термогидродинамических процессов в пласте и в скважине во время эксплуатации залежей тяжелых нефтей и природных битумов.

Цель работы заключается в создании термогидродинамических моделей и разработке способов повышения эффективности парогравитационного метода добычи тяжелых нефтей.

Основные задачи исследования:

1. Анализ существующих тепловых методов разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов.

2. Исследования влияния геологических условий, физических и гидродинамических параметров пластов, технологических режимов эксплуатации скважин на эффективность парогравитационного способа разработки.

3. Разработка и исследование математических моделей парогравитационного метода разработки тяжелых нефтей и природных битумов.

4. Разработка новых способов решения практических задач добычи тяжелых нефтей и природного битума на основе использования нестационарных тепловых полей.

Научная новизна работы состоит в следующем:

1. Создана полуаналитическая модель термогидродинамических процессов при инжекции пара в пористую среду, насыщенную

высоковязким флюидом, учитывающая нестационарность поля давления.

2. Разработана методика определения проницаемости продуктивного пласта вдоль ствола скважины по восстановлению температуры в скважине.

3. Создана аналитическая модель парогравитационного способа разработки, учитывающая темп отбора добывающей скважиной.

4. Разработана аналитическая модель для расчета температуры газожидкостной смеси с изменяющимися термодинамическими параметрами по стволу скважины.

5. Установлена возможность мониторинга сухости пара в стволе нагнетательной скважины путем добавки неконденсируемого газа в пар по изменению давления и температуры.

Основными защищаемыми положениями и результатами являются:

1. Методика количественного определения фильтрационных характеристик пласта, основанная на использовании полуаналитической модели термогидродинамических процессов при инжекции пара в пористую среду, насыщенную высоковязким флюидом.

2. Аналитическая модель парогравитационного дренажа для расчета технологических показателей данного способа разработки, учитывающая влияние темпа отбора продукции из добывающй скважины.

3. Способ определения сухости пара в стволе нагнетательной скважины.

Научная и практическая значимость работы заключается в развитии теории нестационарного тепло- и массопереноса в пористой среде, с учетом термодинамических эффектов и фазовых переходов при доминировании гравитационных сил. Результаты работы позволяют описывать процесс парогравитационного способа добычи и могут быть использованы для анализа и прогнозирования показателей разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов. Предложенные методики по количественной оценке фильтрационных характеристик пласта и определению сухости пара в стволе скважины позволяют оптимизировать процесс проведения работ и повысить эффективность тепловых способов разработки нефтяных месторождений и могут быть использованы на предприятиях компаний: Роснефть, Лукойл-Коми, ТНК-ВР и др.

общим гидродинамическим и термодинамическим представлениям, сравнением с результатами численных расчетов.

Апробация работы. Основное содержание и результаты работы докладывались и обсуждались на следующих конференциях и научных школах:

1. Конференция сотрудничества России и Европейского Союза "Инновационная и Устойчивая Эксплуатация Углеводородов", (Москва, 2004)

2. 6-я научно-техническая конференция "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России", (Москва, 2005)

3. Международная молодежная научная конференция "СеверГеоЭкоТех 2005", (Ухта, 2005)

4. Конференция Европейского геофизического общества (EGU), (Австрия, г.Вена, 2005)

5. SPE конференция "Well diagnostics", (Италия г.Стресса, 2005)

6. Симпозиум "Reservoir Symposium 2005", (Завидово, 2005)

7. Конференция "Научные проблемы нефтегазовой отрасли в северозападном регионе России", (Ухта, 2005)

8. Международная Уфимская зимняя школа-конференция по математике и физике, (Уфа, 2005)

Кроме того, результаты, полученные в диссертационной работе, докладывались и обсуждались на научно- и производственно-технических семинарах и совещаниях в следующих компаниях и организациях: Шлюмберже, СеверНипиГаз, ПетроАльянс, Лукойл-Коми и др.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 9 работ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы и приложения. Общий объем работы составляет 171 страниц, 66 рисунков и 5 таблиц. Список литературы содержит 215 наименований.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность темы, формулируется цель, задачи исследования, научная новизна и практическая значимость, приводятся основные результаты работы и защищаемые положения.

В первой главе приведен обзор основных месторождений ТН и ПБ на территории России, показаны геолого-физические характеристики залежей и описаны свойства пластовых флюидов. Сделаны заключения о том, что Россия занимает одно из лидирующих мест в мире по запасам

высоковязких нефтей и природного битума, при этом степень выработанности этих запасов очень низка. Практически во всех случаях пласты-коллекторы представляют собой крайне неоднородный массив горных пород с широким диапазоном коллекторских свойств. Основная часть месторождений России расположены на глубинах меньше 1500 метров, что делает возможным их разработку тепловыми способами.

Обзор показывает, что существующих способы разработки месторождений ТН и ПБ можно условно подразделить на три группы: 1-карьерный и шахтный способы разработки; 2- так называемые «холодные» способы добычи; 3 -тепловые методы добычи. Применимость той или иной технологии разработки обуславливается геологическим строением и условиями залегания пластов, физико-химическими свойствами пластового флюида, состоянием и запасами углеводородного сырья, климато-географическими условиями и т д. Подавляющее число активно осуществляемых проектов разработки месторождений тяжелой нефти и битумов связано с тепловыми методами воздействия на пласты. Традиционно, существующие тепловые методы разработки нефтяных месторождений принято объединять в три группы: 1- внутрипластовое горение; 2 -паротепловые обработки призабойных зон скважин; 3- закачка в пласт теплоносителей - пара или горячей воды, парогазовой смеси. Одним из новейших тепловых методов, превосходящий по эффективности уже традиционные технологии паротеплового воздействия, является парогравитационный дренаж (SAGD). В классическом описании эта технология требует бурения двух горизонтальных скважин (расположенных параллельно одна над другой) через нефтенасыщенные толщины вблизи подошвы пласта. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры. На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой нефтью стекают вниз к добывающей скважине под действием силы тяжести. Данный способ разработки на сегодняшний день в мире зарекомендовал себя очень эффективным способом добычи тяжелой нефти и природных битумов.

В заключительной части первой главы представлен обзор исследований в области тепло- и массопереноса при многофазной фильтрации применительно к задачам разработки нефтяных месторождений тепловыми способами. Большой вклад в теорию движения многофазного многокомпонентного потока в неизотермических условиях внесли исследования отечественных и зарубежных авторов: Бурже Ж., Дорохова И.И., Нигматулина Р.И., Николаевского В.Н., Розенберга М.Д., Рубинштейна Л.И., Теслюка Е.В., Чарного И.А., Чекалюка Э.Б., Bia P., Crookston R.B., Fayers F.J., Weinstein H.G. и др. Исследование процессов нецзотермической многофазной фильтрации с учетом влияния теплопроводности, капиллярных и гравитационных эффектов, фазовых проницаемостей, взаимосвязанности

тепло- и массопереноса, фазовых переходов возможно только при прямом численном моделировании. Численному исследованию задач теплового воздействия применительно к нефтедобыче посвящены работы Булыгина В.Я., Леви Б.И., Мусина М.М., Тарасова А.Г., Coats К.Н., Crookston R.B., Faroug Ali, Leung L.C. и др. Процессам физико-химического воздействия на пласт, в крупномасштабном приближении, с учетом взаимосвязи теплового и гидродинамического полей посвящены работы Брагинской Г.С., Ентова В.М., Зазовского А.Ф., Федорова K.M., Шарафутдинова Р.Ф. и др. На протяжении всей истории развития тепловых способов разработки, огромное количество работ было посвящено созданию аналитических, полуаналитических моделей описывающих различные методы теплового воздействия на нефтяные залежи. Известные аналитические решения получены либо путем расщепления гидродинамической и тепловой задач (Боксерман A.A., Малофеев Г.Е., Рубинштйен Л.И., Чекалюк Э.Б.), либо схематизацией процесса путем задания структуры зоны вытеснения в виде последовательности характерных зон, на границах которых выполняются интегральные законы сохранения массы и тепла (Боксерман A.A., Зубов Н.В., Оноприенко A.B., Mandl G., Volek G., Marx J.W., Langenhorn R.H., Myhill N.A. Shutler N.D., Yortsos Y.C. и др.). Все работы, посвященные парогравитационному способу (SAGD) разработки залежей тяжелых нефтей и битумов основаны на определении скорости дренирования разогретой нефти к добывающей скважине. Пионером в этой области стал Butler R., который придумал концепцию данного способа разработки и построил двухмерную математическую модель, описывающую гравитационное дренирование разогретого пластового флюида в однородном пласте. Последующие работы (Reiss J., Butler R.) были посвящены уточнению коэффициентов в существующей модели и связаны, в основном, с различным представлением формы паровой камеры, влиянием относительной проницаемости по нефти и т. д. Анализ описанных в литературе работ, посвященных парогравитационному способу разработки, показал что их основными недостатками являются следующие моменты:

• не было учтено дренирование сконденсировавшегося пара,

• не было изучено влияние темпов отбора флюида из скважины.

Вторая глава посвящена численному исследованию парогравитационного дренажа. На основании построенной модели парогравитационного дренажа в пакете ECLIPSE, анализируется влияние различных геолого-физических и эксплуатационных параметров на эффективность данного способа разработки. Результаты гидродинамического моделирования показали следующее:

1. Парогравитационный дренаж является довольно эффективным с технологической точки зрения способом разработки пластов ТН и ПБ, который может применяться в широком диапазоне фильтрационно-емкостных свойств пласта (в проведенных исследованиях значения проницаемости менялись от 0.25 до 10 мкм2, пористости от 28 до 38 %,

анизотропии пласта по проницаемости от 0.2 до 1), характера флю идо насыщения пласта (исследовалось влияние величины начальной водонасыщенности пласта, наличия подстилающей воды), а также свойств пластового флюида (значения вязкости нефти при пластовых условиях изменялись от 25 ООО до 100 мПа*с).

2. Протяженные глинистые барьеры в продуктивном пласте могут существенно снизить эффективность процесса (происходит деформация температурного фронта и паровой камеры), а присутствие небольших глиняных прослоек не сказывается на процессе разработки залежи тяжелых нефтей (паровая камера оплывает препятствие).

3. Одним из наиболее существенных факторов, влияющих на эффективность данного метода является наличие высокопроницаемых пропластков. Было проведено моделирование варианта для пласта с неоднородностью (проницаемость небольшого участка между скважинами в 5 раз превышала среднюю проницаемость по пласту). В случае наличия высокопроницаемых зон (при тех же эксплуатационных параметрах) пар после короткого промежутка времени прорывается по данным участкам к-добывающей скважине, и в дальнейшем его доля в общей добыче стремительно увеличивается. В реальности это грозит не только катастрофическим снижением эффективности метода разработки, но и возможным проблемам со скважинным оборудованием, выносом песка, повреждением измерительного оборудования.

Анализ влияния основных эксплуатационных параметров на эффективность парогравитационного дренажа показал следующее:

1. Для достижения экономически рентабельных дебитов выгоднее использовать горизонтальные скважины с большой длиной, хотя существует примеры использования вертикальной добывающей скважины в случае резервуаров с небольшими толщинами продуктивных пластов.

2. С увеличением сухости пара (в проведенных исследованиях качество пара варьировалось от 50 до 100 %) эффективность процесса разработки стремительно растет - еще более сильный эффект дает использование в процессе закачки перегретого пара. Однако данный параметр не может использоваться как оптимизационный в процессе разработки, так как он определяется, прежде всего, характеристиками парогенераторного оборудования и наличием термоизоляции в скважине.

3. Необходима большая приемистость, которая обеспечивается использованием кондуктивного прогрева, электрического прогрева или циклической паротепловой обработкой скважин. При этом для экономически обоснованного использования энергии требуется определить необходимое время прогрева.

4. Скорость закачки пара и темпы отбора пластового флюида могут использоваться для повышения эффективности парогравитационного дренажа. При этом скорость закачки пара ограничивается как локальными характеристиками разрабатываемой залежи (вязкость нефти/битума,

первоначальное пластовое давление, давление гидроразрыва пласта), так и экономическими соображениями. Таким образом, наиболее технологически простым и действенным эксплуатационным параметром для контроля за процессом парогравитационного дренажа является темп отбора пластового флюида. На практике темп отбора жидкости может контролироваться на устье скважины регулировкой штуцера в случаях фонтанной эксплуатации (небольшие глубины залежи, достаточно высокое пластовое давление). В случаях же газлифтной эксплуатации добывающей скважины, темпы отбора пластовой жидкости определяются объемами закачки газа с поверхности.

В третьей главе представлена аналитическая модель парогравитационного дренажа, учитывающая влияние темпа отбора флюида из добывающей скважины и описывающая как стадию формирования паровой камеры, так и период ее развития в горизонтальном направлении при фиксированной высоте. Основные допущения и предположения,

Рис. 1 Формирование паровой камеры

1. Рассматривается двумерная модель парогравитационного дренажа. На рис. 1. показан поперечный срез геометрии задачи, здесь В- ширина паровой камеры, И- ее высота, Нг расстояние от нагнетательной скважины до кровли пласта, Н2- расстояние от добывающей скважины, Д Н- расстояние между скважинами. 2. Пласт однороден и изотропен по своим геолого-теплофизическим свойства. 3. Кровля и подошва пласта представляют собой непроницаемые зоны. 4. В первоначальном состоянии поровое пространство полностью насыщено высоковязкой нефтью/битумом. 5. Добывающая скважина контролируется путем задания постоянного темпа отбора жидкости из скважины (д ). 6. В паронагнетательной скважине задано постоянное забойное давление. 7 Не учитывается стадия предварительного прогрева.

В процессе образования и роста паровой камеры ее высота увеличивается со временем h{t). Согласно принятой гипотезе о подобии формы паровой камеры (Butler R.) во время ее развития (Рис. 1), ширина каждого крыла составит В = с • h . Законы сохранения энергии и массы позволяют вывести выражение для дебита нефти qпри заданном темпе

отбора жидкости из скважины qp, в следующем виде:

, рс ■ А Т0 —

где о =--, рс - объемная теплоемкость пласта, L теплота

L-pw-<f,-AS0

фазового перехода, АТ0 = Ts — Тг - разница между температурой теплоносителя и пласта, ф - пористость пласта, AS0 - изменение нефтенасыщенности, pw - плотность воды, X - теплопроводность пласта,

С, - параметр, характеризующий коэффициент подобия паровой камеры, а

1pi=Ci—r-1 (2)

- значение минимального темпа отбора жидкости из добывающей скважины для того, чтобы паровая камера развивалась. В случае если установленный в скважине темп отбора меньше вышеприведенного значения qp < qрХ, то все

количество выделившегося при конденсации пара тепла расходуется на поддержание текущего размера паровой камеры и на кондуктивные теплопотери в пласт.

После стадии формирования, начинается рост паровой камеры в стороны. Данный этап описывается исходя из следующих предположений (Рис 2): 1. Паровая камера достигла кровли пласта. 2 Тепловые потери через кровлю пласта являются кондуктивными. 3. H^ это высота паровой камеры на момент ее формирования, а соответствующая длина крыла камеры на данный момент составляет bfs = с ■ H. 4. Предполагается, что высота

паровой камеры не меняется со временем H « Hfs « const. 5. С течением

времени горизонтальный размер паровой камеры увеличивается

t > tjs : A(t) = H • b(t) . При этом нормальная компонента скорости

движения границы паровой камеры уменьшается и можно предположить, что имеют место в основном кондуктивные потери тепла из камеры в пласт.

Рис. 2 Развитие паровой камеры при фиксированной высоте

Так же как и в предыдущем случае, дебит нефти (на единицу длины скважины) выводится из балансовых уравнений энергии и массы:

Л _ 'И у- „

Чро--~т—е (3)

_ _ Л уд

Чр ЧР2 л (ы,).^

1 + Ь

4-сН Я • АТ0

где <7 2 =---■ * эт0 доля нефти в продукции, определяемой

' К Ь' Р»

заданным темпом отбора др:

1 - / § = = ^рз/^р "о+йНл

<7, 1+А

Данная модель дает возможность оценить время экономически выгодного воздействия на пласт. При значительном времени разработки (например, при

> 3), площадь паровой камеры перестает увеличиваться в

(1+

размерах, следовательно, дебит нефти ^ => 0 и соответственно и ее доля

8 => 0. С практической точки зрения это означает, что паровая камера достигла критических размеров и все количество энергии, выделяющееся при конденсации закачиваемого пара, теряется вследствие кондуктивных теплопотерь в пласт и его кровлю. Начиная с этого момента времени

целесообразно переходить на заключительную стадию парогравитационного дренажа, в течение которой в пласт вместо пара закачивается газ для поддержания давления в камере.

Для верификации построенной аналитической модели парогравитационного дренажа, учитывающей заданные темпы отбора флюида из добывающей скважины, были проведены сопоставления с численными моделями (ECLIPSE). Сравнение результатов численного моделирования парогравитационного дренажа и аналитических расчетов показано на Рис. 3. Заданы следующие темпы отбора жидкости в добывающей скважине (на единицу длины): 1.25, 1 и 0.75 м2/сут.

0.8

-0=1.25

0=1

0=0.75

>. и

ci S

я"

•е-

о X н X

и tí

0.6

0.4 -

0.2

численная модель i аналитическая модель

100 200 300 400 Время, сутки

500

600

700

Рис. 3 Сравнение численной и аналитической модели

В четвертой главе описывается специальные методики проведения работ, и предлагаются математические модели, позволяющие на основе анализа нестационарных тепловых полей решать практические задачи добычи ТН и ПБ.

В первом параграфе описан метод оценки теплофизических свойств горных пород на основе анализа восстановления температуры на этапе предварительного прогрева парогравитационного способа разработки. В целом процедура выглядит следующим образом: 1. начинается обычная фаза предварительного прогрева парогравитационного дренажа; 2. после определенного времени прогрева, циркуляция теплоносителя прекращается; 3. температура в пласте, и, соответственно, на стенке и внутри скважины

начинает восстанавливаться к невозмущенному состоянию; 4. используя установленную систему распределенного измерения температуры (или данные скважинного каротажа) анализируется скорость восстановления температуры и производится оценка теплофизических свойств горных пород. Преимуществом предложенного способа является возможность оценки теплофизических свойств горных пород для конкретного месторождения / пласта в условиях естественного залегания.

Нестационарное одномерное уравнение теплопроводности, описывающее данную задачу имеет следующий вид:

где с удельная теплоемкость, р плотность и Я теплопроводность пласта. Для фазы кондуктивного прогрева начальные и граничные условия выглядят следующим образом:

где Т№ температура стенки скважины, Т0 температура пласта в

невозмущенном состоянии, Г^ радиус скважины. Для фазы восстановления

температуры после остановки циркуляции теплоносителя начальные и граничные условия выглядят следующим образом:

Система (5)-(7) решена комбинацией численного метода с известным аналитическим аппаратом. Для описания восстановления температуры после остановки кондуктивного прогрева построен полностью неявный дискретный аналог задачи (5),(7) методом контрольных объемов (Патанкар П.). Полученная системы алгебраических уравнений решалась с использованием метода прогонки. Для ускорения процесса расчета, предложено использовать распределение температуры на момент остановки циркуляции теплоносителя, полученное не численным методом, а аппроксимацией (Kutasov 1.М.) аналитического решения (5),(6). На Рис 4. представлен результат решения обратной задачи по определению теплопроводности для неоднородного пласта на основании данных распределенной системы измерения температуры.

(6)

I ^гр

I 2-Я'Г„'А—-\гш,=я-г;-с/р,АТ

(7)

1,78 1,65 1,78 4,43 1,78

Рис. 4 Определение профиля теплопроводности. Теплопроводность приведена в Вт/м • К

Во втором параграфе представлены метод проведения работ и полуаналитическая модель термогидродинамических процессов при инжекции пара в пористую среду, насыщенную высоковязким флюидом, учитывающая нестационарность поля давления, которые позволяют проводить определение профиля проницаемости вдоль ствола скважины.

Полученные данные могут использоваться для превентивной изоляции высокопроницаемых пропластков до начала основной стадии разработки, что позволяет избежать прорывов пара к добывающей скважине.

Процедура определения профиля проницаемости вдоль ствола скважины может быть описана следующим образом: 1. начать стадию предварительного прогрева пласта с использованием стандартного оборудования; 2.частично перекрыть затрубное пространство (для увеличения репрессии на пласт) для того, чтобы позволить некоторому количеству пара проникнуть в пласт; 3. после некоторого периода времени остановить циркуляцию пара в скважинах; 4. провести температурный мониторинг периода остановки, используя распределенные системы измерения температуры; 5. Использовать предложенную полуаналитическую модель для решения обратной задачи по оценке профиля проницаемости вдоль скважины на основе данных восстановления температуры.

Основные пункты и предположения, используемые при построении полуаналитической модели:

Модель одномерная, фронтальная, цилиндрическая, симметричная.

В первоначальном состоянии поровое пространство полностью насыщенно нефтью/битумом.

В процессе закачки пара в пласт, следующие зоны формируются: пар, горячая вода и горячая нефть, холодная нефть.

Граница водо-нефтяного фронта определяется как граница между зонами, заполненными флюидами со значительной разницей в вязкости (холодная высоковязкая нефть с вязкостью и пар, вода и

разогретый пластовый флюид со средней вязкостью Цх). Граница водо-нефтяного фронта может быть найдена согласно:

' к-АР

г =

, где д* = с

(В)

V я-ф ■ Мо

Значение параметра (сц «0.5-4-1.5) может быть оценено по результатам

численного моделирования / полевых, лабораторных экспериментов, для того чтобы учесть следующие моменты, которые трудно принять во внимание при построении полностью аналитической модели: температура и вязкость нефти вблизи водо-нефтяного фронта отличается от пластовых значений, в реальности нет четкой границы водо-нефтяного фронта (присутствует переходная зона водо-нефтяной смеси).

Граница паро-водяного фронта определяется балансовыми уравнениями энергии и массы и может быть найдена согласно:

¿»ичя ёч>

ёу/ ём ё^ ~ ём

(9)

^(/ = 0) = ^

•Где gít

2п-к

1п

1 +

с -ДГ

1 +

1п

г, (О

массовая скорость

конденсации

ё мт Р V ^ а

пара,

АР-к

максимальная скорость конденсации плотность воды ф пористость пласта, Х^

теплопроводность коллектора насыщенного водой, С№ теплоемкость воды, С5 теплоемкость пара, а температуропроводность, Ь теплота фазового

перехода, ?с продолжительностью закачки, Тс температура конденсации пара.

Температурный профиль на этапе закачки пара имеет вид:

Т(г) =

т0нтс-т0у(1-

г V г

)/а-

( ^ г.

Угт)

г<г.

г, <г<гг, У = 'с» (Ю) 2л -Л^

г7 <г

Восстановление температуры после остановки циркуляции пара может быть описано простой моделью кондуктивного теплообмена, которая не учитывает фазовые переходы. Пример оценки распределения фильтрационных свойств на основании замеров восстановления температуры показан на Рис. 5.

Рис 5 Результаты решения обратной задачи по определению профиля проницаемости на основании предложенной полуаналитической модели

В третьем параграфе описывается методика позволяющая проводить мониторинг сухости пара вдоль всей длины ствола скважины. Качество пара (его сухость) является одним из критических параметров тепловых способов разработки тяжелых нефтей, основанных на закачке пара в пласт. Основная идея предложенной методики основана на измерениях распределения давления и температуры во время кратковременных добавок небольших порций неконденсируемого газа в пар. Присутствие неконденсируемого газа в смеси изменит парциальное давление пара. Тем самым изменится и

температура конденсации пара. Выражение для оценки сухости пара на определенной глубине в точке (ш) выводится из закона Дальтона, уравнения состояния для реальных газов и материального баланса: z z Р Р-Р

0_ gas,m " steam,s steam,т s steam,s

m ~ Z ' Z P P -P ^

gas,s sleam,m steam,s m steamjn

где Qs это известная сухость пара на устье скважины, где Р5 это давление

нагнетания на устье скважины, P^eany: парциальное давление пара при

температуре конденсации Ts, z это соответственно сжимаемости пара и

не конденсируемого газа, Ртэто полное давление системы в данной точке

(m), a Psteanyn парциальное давление пара при температуре конденсации Тт .

Таким образом, знание сухости пара на устье скважины, величин его давления и температуры дает возможность мониторинга качества пара по всей длине скважины, основываясь на скважинных замерах давления и температуры. Описанное уравнение не учитывает тот факт, что на самом деле стенки НКТ, обсадных труб, цементное кольцо и окружающие скважину породы будут находится при более высокой температуре вследствие предыдущего времени закачки пара. После добавления в систему неконденсируемого газа и соответствующего изменения температуры скважинного флюида, распределение температуры в системе может быть определено из баланса энергии и радиального уравнения диффузии с использованием принципа суперпозиции, для того чтобы учесть предварительную температурную историю скважины. Несомненным преимуществом предложенного метода является его простота и применимость в полевых условиях. Он не требует установки дополнительного измерительного оборудования в скважине. Температурные замеры могут быть получены как при использовании распределенных датчиков, так и по результатам традиционной термометрии. В случае отсутствия датчиков давления в скважине, распределение давления может быть оценено при помощи использования одной из известных моделей течения многофазного флюида в скважине.

В четвертом параграфе предложена математическая модель, которая позволяет аналитически рассчитывать температуру газожидкостной смеси с изменяющимися термодинамическими параметрами по стволу скважины. Данная модель основана на общем виде уравнения, которое описывает распределение температуры по стволу скважины для многофазного потока (Sagar R.K.). В работе было предложено использовать реальные уравнения состояния (например, Соаве-Редлиха-Квонга) для учета нагрева / охлаждения из-за адиабатического расширения и эффекта Джоуля- Томсона. Тогда для газожидкостной смеси значение теплоемкости

с/> = + ^¡л)^ + (12)

и коэффициента Джоуля Томсона

" ВТ К дТ р>

Сравнение распределения температуры по предложенной модели с численным решением и по моделям других авторов (Яатеу Н.1, Sagar Я.К.) представлено на рис 6.

Используя данные термометрии по длине ствола скважины и разработанную аналитическую модель можно оценить массовое газожидкостное соотношение при многофазном течении флюида. На Рис.7 представлены результаты решения обра гной задачи по определению массовых долей газа и жидкости в скважине при использовании газ-лифта (который является одним из наиболее распространенных способов механизированной добычи для парогравитационного дренажа) на основании данных термометрии.

Таким образом, предложенная модель позволяет оптимизировать работу механического подъемника и контролировать темпы отбора жидкости из скважины.

20 -|-,-,-,-,-

0 500 1000 1500 2000 2500

Глубина, м

Рис. 6 Распределение температуры при многофазном течении по различным

моделям.

115 -

О Модель

—— Подобранная температура

Модель Оценка

-К Газ 67.23% 67.30%

Жидкость 32.77% 32.70%

500 1000

Глубина, м

1500

Рис 7. Определение массовых долей газа и жидкости в скважине на основе

данных термометрии.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основные результаты исследований, выполненных в диссертационной работе, сводятся к следующему.

1. На основе численного исследования установлено влияние геолого-физических характеристик продуктивных пластов и технологических факторов на эффективность процесса парогравитационного дренажа. Показано, что парогравитационный дренаж может применяться для разработки месторождений ТН и ПБ в широком диапазоне фильтрационно-емкостных свойств пластов, характера их флюидонасыщения, а также свойств пластового флюида. Наличие протяженных глинистых барьеров, а также высокопроницаемых пропластков в продуктивном горизонте могут существенно снизить эффективность процесса, в то время как, присутствие небольших глинистых пропластков не сказывается на процесс извлечения тяжелых нефтей. Эффективность парогравитационного дренажа может быть увеличена за счет увеличения сухости пара (качества пара), а также

контроля и регулирования скорости закачки пара и темпов отбора продукции.

2. Создана аналитическая модель парогравитационного дренажа, учитывающая темп отбора жидкости из добывающей скважины и описывающая как стадию формирования паровой камеры, так и ее эволюцию в горизонтальном направлении. Данная модель позволяет прогнозировать процесс разработки и определять значения оптимальных эксплуатационных параметров.

3. Предложены методики оценки профиля проницаемости и теплопроводности пласта вдоль ствола скважины на основе анализа нестационарных тепловых полей.

4. Разработаны технологии мониторинга сухости пара и газожидкостного соотношения в скважине по данным термометрии, направленные на повышения эффективности процесса парогравитационного дренажа за счет оптимизации развития паровой камеры в пласте и работы механизированного подъемника (скважины).

ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Тертычный В.В., Нухаев М.Т., Шандрыгин А.Н. Исследования возможности мониторинга пластовых процессов с использованием скважинных систем непрерывного измерения температуры. // Сб. докл. Конференция сотрудничества России и Европейского Союза "Инновационная и Устойчивая Эксплуатация Углеводородов". Москва, 29-30 ноября 2004г.

2. Нухаев М.Т. Повышение эффективности SAGD на основе постоянного мониторинга температуры. // Тез докл. 6-я научно-техническая конференция "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России", посвященная 75-летию Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина. Москва 26-27 января 2005г.

3. Нухаев М.Т. Моделирование парогравитационного дренажа в пакете "Eclipse". // Мат. конф. в 3-х ч. VI международная молодежная научная конференция " Севергеоэкотех-2005". (Ухта, 23-25 марта 2005 г).- Ухта: УГТУ, 2005,- Ч.Н.- С.217-219

4. Tertychnyi V., Nukhaev М., Shandrygin A. Wellbore heat transfer in multiphase fluid flow. // Geophysical Research Abstracts, Vol. 7, 06883, 2005. European Geosciences Union General Assembly 2005. Vienna, Austria, 24 - 29 April 2005

5. Nukhaev M. Wellbore Heat Transfer. Analytical versus Numerical Approach. // Workshop report. 2005 SPE Applied technology workshop "Well Diagnostics", Stresa, Italy 9-12 May 2005

6. Нухаев М.Т. Влияние технологических факторов на эффективность парогравитационного способа разработки залежей высоковязких нефтей и природного битума. // Сб. докл. Конференция "Научные

проблемы нефтегазовой отрасли в северо-западном регионе России". Ухта, 18-20 октября 2005г.

7. Пименов В.П , Семенова А.П., Нухаев М.Т. Полуаналитическая модель инжекции пара в пористую среду, насыщенную высоковязким флюидом. // Известия высших учебных заведений. Геология и Разведка 2005.-№6.-С. 48-52.

8. Нухаев М.Т. Теплообмен в скважине при течении многофазного флюида. // Сб. тр. Международная Уфимская зимняя школа-конференция по математике и физике для студентов, аспирантов и молодых ученых. (Уфа, 30 ноября -6 декабря 2005г). - Уфа РИО БашГУ, 2005. - Т.4. - С. - 124 - 130.

9. Шандрыгин А.Н., Тертычный В.В., Нухаев М.Т. Новые возможности мониторинга разработки месторождений углеводородов. // Нефтяное хозяйство. 2006. - №2,- С.66- 69.

БЛАГОДАРНОСТИ Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю д.т.н. Шандрыгину А.Н., к.ф-м.н. Тертычному В.В., к.ф-м.н. Пименеву В.П., консультациями и помощью которых пользовался в процессе работы над диссертацией. Автор благодарен коллективу кафедры геофизики Башкирского государственного университета, а также коллективу Московского научно-исследовательского центра компании "Шлюмберже", сотрудничество с которыми помогло решению ряда научных и производственных проблем.

Нухаев Марат Тохтарович

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Лицензия на издательскую деятельность ЛР№ 021319 от 05.01.99 г.

Подписано в печать 24.02.2006 г. Бумага офсетная. Формат 60x84/16. Гарнитура Times. Отпечатано на ризографе. Усл.печл 1,20. Уч.-изд.л. 1,41. Тираж 100 экз. Заказ 130.

Редакционно-издательский центр Башкирского государственного университета 450074, РБ, г.Уфа, ул.Фрунзе, 32.

Отпечатано на множительном участке Башкирского государственного университета 450074, РБ, г.Уфа, ул.Фрунзе, 32.

4517

¿OOCft

Asa

Содержание диссертации автор исследовательской работы: кандидата технических наук, Нухаев, Марат Тохтарович

ВВЕДЕНИЕ

1. ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ РАЗРАБОТКИ ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЕЙ И ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ (ОБЗОР)

1.1 Тяжелые нефти и природные битумы в России

1.2 Существующие технологии разработки месторождений тяжелых нефтей и природных битумов

1.3 Математические модели тепловых способов разработки

1.4 Выводы

2. ЧИСЛЕННОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ПАРАМЕТРОВ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПАРОГРАВИТАЦИОННОГО СПОСОБА РАЗРАБОТКИ

2.1 Построение модели парогравитационного дренажа

2.2 Влияние геолого-физических параметров на парогравитационный способ разработки.

2.3 Влияние эксплуатационных параметров на парогравитационный дренаж.

2.4 Выводы

3. АНАЛИТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ПАРОГРАВИТАЦИОННОГО ДРЕНАЖА

3.1 Формирование паровой камеры

3.2 Развитие паровой камеры при фиксированной высоте

3.3 Выводы

4. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ НЕСТАЦИОНАРНЫХ ТЕПЛОВЫХ ПОЛЕЙ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАДАЧ ДОБЫЧИ ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЕЙ И ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ

4.1 Определение теплофизических свойств пласта

4.2 Оценка распределения проницаемости продуктивного пласта

4.3 Мониторинг сухости пара в нагнетательной скважине

4.4 Оптимизация газлифта в добывающей скважине

Введение диссертация по физике, на тему "Совершенствование термогидродинамических моделей парогравитационного способа разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов"

Табл. 1 Распределение извлекаемых запасов ТН и ПБ в миллиардах тонн

Регион Тяжелая нефть Природный битум

Северная Америка 5.60 84.27

Южная Америка 42.17 0.02

Африка 1.14 6.83

Европа 0.78 0.03

Средний Восток 12.41 0.00

Азия 4.70 6.79

Россия 2.13 5.35

Всего 68.94 103.29

В дополнении, по оценкам этого же центра, Россия обладает геологическими ресурсами природного битума в размере 33,76 миллиардов тонн, которые не были учтены или из-за их удаленного расположения или из-за относительно небольших размеров залежей.

Таким образом, Россия занимает одну из ведущих позиций по величине запасов и ресурсов тяжелой нефти и природного битума. На данный момент в Канаде, Венесуэле, США, России и ряде стран ведутся интенсивные работы по совершенствованию технологических процессов и созданию новых технических средств добычи тяжелых углеводородов. Одним из новейших тепловых методов разработки ТН и ПБ, превосходящий по эффективности уже традиционные технологии паротеплового воздействия, является парогравитационный дренаж (или SAGD). Несмотря на существующий опыт внедрения пилотных и коммерческих проектов, данный способ требует дальнейшего совершенствования.

Развитие данного направления требует глубокого понимания термогидродинамических процессов происходящих в пласте и в скважине во время эксплуатации залежей тяжелых нефтей и природных битумов. Цель работы заключается в создании термогидродинамических моделей и разработке способов повышения эффективности парогравитационного метода добычи тяжелых нефтей. Основные задачи исследования:

1. Анализ существующих тепловых методов разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов.

Научная новизна работы состоит в следующем:

1. Создана полуаналитическая модель термогидродинамических процессов при инжекции пара в пористую среду, насыщенную высоковязким флюидом, учитывающая нестационарность поля давления.

Основными защищаемыми положениями и результатами являются:

3. Способ определения сухости пара в стволе нагнетательной скважины. Научная и практическая значимость работы заключается в развитии теории нестационарного тепло- и массопереноса в пористой среде, с учетом термодинамических эффектов и фазовых переходов при доминировании гравитационных сил. Результаты работы позволяют описывать процесс парогравитационного способа добычи и могут быть использованы для анализа и прогнозирования показателей разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов. Предложенные методики по количественной оценке фильтрационных характеристик пласта и определению сухости пара в стволе скважины позволяют оптимизировать процесс проведения работ и повысить эффективность тепловых способов разработки нефтяных месторождений и могут быть использованы на предприятиях компаний: Роснефть, ЛУКОЙЛ-Коми, ТНК-BP и др.

Достоверность результатов диссертации основана на использовании фундаментальных уравнений тепло- и массо переноса в пористых средах, физической и математической непротиворечивостью построенных моделей общим гидродинамическим и термодинамическим представлениям, сравнением с результатами численных расчетов.

3. Международная молодежная научная конференция "СеверГеоЭкоТех 2005", (Ухта, 2005)

4. Конференция Европейского геофизического общества (EGU), (Австрия, г. Вена, 2005)

5. SPE конференция "Well diagnostics", (Италия г.Стресса, 2005)

6. Симпозиум "Reservoir Symposium 2005", (Завидово, 2005)

7. Конференция "Научные проблемы нефтегазовой отрасли в северозападном регионе России", (Ухта, 2005)

8. Международная Уфимская зимняя школа-конференция по математике и физике, (Уфа, 2005)

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы и приложения. Общий объем работы

Заключение диссертации по теме "Теплофизика и теоретическая теплотехника"

Основные результаты исследований, выполненных в диссертационной работе, сводятся к следующему.

1. На основе численного исследования было установлено влияние геолого-физических характеристик продуктивных пластов и технологических факторов на эффективность процесса парогравитационного дренажа. Показано, что парогравитационный дренаж может применяться для разработки месторождений ТН и ПБ в широком диапазоне фильтрационно-емкостных свойств пластов, характера их флюидонасыщения, а также свойств пластового флюида. Наличие протяженных глинистых барьеров, а также высокопроницаемых пропластков в продуктивном горизонте могут существенно снизить эффективность процесса, в то время как, присутствие небольших глинистых пропластков не сказывается на процесс извлечения тяжелых нефтей. Эффективность парогравитационного дренажа может быть увеличена за счет увеличения сухости пара (качества пара), а также контроля и регулирования скорости закачки пара и темпов отбора продукции.

3. Предложены методики определения профиля проницаемости и теплопроводности пласта вдоль ствола скважины на основе анализа нестационарных тепловых полей.

119

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Список источников диссертации и автореферата по физике, кандидата технических наук, Нухаев, Марат Тохтарович, Уфа

1. Акишев И.М., Гилязова Ф.С. Битуминозность пермских отложений Татарстана / Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения: Тез. докл. Международный симпозиум 12-16 октября 1992 г. - С.-Петербург.-1992.-Т. 1. - С. 5-6.

2. Акишев И.Т., Муслимов Р.Х., Лебедев Н. П. Битумные залежи пермских отложений Татарии, перспективы их поисков и разведки. // Геология нефти и газа, 1974, № 4. С. 23-27.

3. Амелин И.Д. Внутрипластовое горение. М.:Недра, 1980. - 230 с.

4. Антониади Д. Г. Теория и практика разработки месторождений с высоковязкими нефтями. К.:Советская Кубань, 2004. - 336 с.

5. Антониади Д.Г., Аржанов Ф.Г., Гарушев А.Р., Ишханов В.Г. Применение термических методов добычи нефти на месторождениях СНГ // Нефтяное хозяйство, 1993, №Ю. С. 24-29.

6. Антониади Д.Г., Гарушев А.Р., Ишханов В.Г. Реализация термических методов добычи нефти в России и за рубежом // Нефтяное хозяйство, 1995, № 1.с. 33-37.

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

8. Анциферов А. С., Бакин В. Е., Варламов И. П. и др. / Под ред. Конторовича А. Э., Суркова В. С., Трофимука А. А. Геология нефти и газа Сибирской платформы. М.: Недра, 1981. 552 с.

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

10. Ю.Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1988. - с. 343

11. П.Богопольский А.О. Нефтеотдача неоднородного пласта при внутрипластовом горении в режиме периодической и пульсационной закачки // Нефтяное хозяйство, 1980, № 9. С. 36-38.

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

13. Боксерман А.А., Лыков С.Н. Повышение нефтеотдачи путем сочетания внутрипластового окисления нефти с заводнением / Итоги науки и техники. Сер.: Разработка нефтяных и газовых месторождений. М. 1986. -Т17.-С. 3-108.

14. Боксерман А.А., Оноприенко А.В. Закономерности вытеснения нефти паром в сочетании с заводнением в слоисто-неоднородном пласте // Нефтяное хозяйство, 1983, № 7. С. 32-36.

15. Боксерман А.А., Раковский H.JI. Разработка нефтяных месторождений путем сочетания заводнения с нагнетанием пара / Итоги науки и техники. Сер.: Разработка нефтяных и газовых месторождений. М. - т.7. - 1975. -С. 69-156.

16. Брагинская Г.С., Ентов В.М. О неизотермическом вытеснении нефти раствором активной примеси // Изв.АН СССР.МЖГ. 1980. - №6. - С.99-107.

17. Булыгин В.Я., Локотунин В. А. Математическое моделирование тепломасопереноса в нефтяных пластах / Сб.: Динамика многофазных сред. Новосибирск. - 1981.-С. 101-107.

18. Бурже Ж.П., Сурио М., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1988. - 424 с.

19. Васильев Ф.П. Численные методы решения экстремальных задач. -М.:Наука, 1980

20. Высоцкий И.В., Высоцкий В.И., Оленин В.Б. Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран. Учебник для вузов. 2-е издание. - М.: Недра, 1990. -405 с.

21. Гарушев А.Р. Тяжелые нефти и битуминозные пески гарантированный источник обеспечения энергоресурсами в будущем // Нефтепромысловое дело.- 1993.-№10.-С. 3-6.

22. Горин В.А. Современные и ископаемые кировые покровы Апшеронского полуострова. // Докл. Азерб. ССР, 1959, т. XV, № 12, С. 1129-1133.

23. Дахнов В.Н., Дьяконов Д. И. Термические исследования скважин.- М.: Гостоптехиздат, 1952.-252 с.

24. Джавадян А.А., Гавура В.Е., Сафронов В.И. Проблемы разработки месторождений с высоковязкими нефтями и пути их решения // Нефтяное хозяйство, 1998, № 6. С. 12-18.

25. Дорохов И.И., Кафаров В.В., Нигматулин Р.И. Общие уравненя движения многофазных многокомпонентных монодисперсных систем с химическими превращениями. // Теор. основы хим. технологии. 1977. Т11. -№2,3. - С. 163-177, 343-357.

26. Ентов В.М. Физико-химическая гидродинамика процессов в пористых средах // Успехи механики. -1981. Т.4. №3. - С. 41-79.

27. Желтов М.Ю., Желтов Ю.П. Метод расчета инициирования и создания устойчивости процесса внутрипластового горения на основе теории неизотермической многокомпонентной фильтрации // Нефтяное хозяйство, 1985, №12. С. 32-34.

28. Ильин В. Судьба нефтяной Яреги // http://www.nepsite.com/NEP2004/N21/dr.html

29. Исхаков Н.С., Муслимов Р.Х. Западная Татария потенциальный объект прироста запасов нефти // Нефтяное хозяйство. - 1991. - № 10. С. 27 - 29

30. Карслоу Г., Егер Д. Теплопроводность твердых тел. М.: Наука, 1964, с. 487.

31. Кашин А.К., Левченко B.C., Шевченко А.К. Оперативный промысловый контроль внутрипластового горения // Нефтяное хозяйство, 1991

32. Клушин А.А. Рудничная разработка нефти // Горный журнал. 1930. -№1. - С.92 - 98

33. Коноплев Ю.П, Тюнькин Б.А. Новый способ термошахтной разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство, 2001, № 3. С. 59 - 60.

34. Коноплев Ю.П. Научно-Методические Основы Проектирования и Анализа Термошахтной Разработки Нефтяных Месторождений // Дисс. д.т.н., М. 2004, с. 243.

35. Коноплев Ю.П., JI.M. Рузин, Б.А. Тюнькин, К.И. Литовец, Л.Г. Груцкий,

36. B.В. Питиримов, Пранович А.А. Применение пароциклического воздействия на шахтных полях Ярегского месторждения // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 1. - С. 54 - 55

37. Коноплев Ю.П., Тюнькин Б.А., Груцкий Л.Г., Питиримов В.В. Ярегское месторождение -70 лет открытию и 30 лет термошахтной разработке // Нефтяное хозяйство, 2002, № 12. С. 59 - 60.

38. Коноплев Ю.П., Тюнькин Б.А., Груцкий Л.Г., Питиримов В.В., Кузнецов

39. C.М. Первые результаты подземно-поверхностной системы термошахтной разработки // Нефтяное хозяйство, 2003, № 1. С. 38 - 40.

40. Конторович А. Э., Нестеров И. И., Салманов Ф. К. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. М.:Недра, 1975. - 680 с.

41. Копанев С.В., Раковский Н.Л. Эффективность использования тепла при вытеснении нефти оторочками пара из слоисто-неоднородных пластов // Нефтяное хозяйство, 1986, №5.

42. Коробков Е.И., Стрижов И.Н. Математическое моделирование процесса внутрипластового горения // Нефтяное хозяйство, 1982, №4. — С.42 45.

43. Кудинов В.И., Богомольный Е.И., Дацик М.И., Шмелев В.А. Сучков Б.М., Зубов Н.В. Применение новых технологий разработки залежей высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах // Нефтяное хозяйство, 1998, №3.-С. 30-34.

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

45. Леви Б.И. Математическое моделирование процесса неизотермического заводнения нефтяных месторождений с ньютоновскими и неньютоновскими нефтями // ОНТИ. БашНИПИнефть. - Уфа. - 1977. -37с.

46. Леонов Г.В. Текстура и некоторые особенности генезиса асфальтита Садкинского месторождения // Советская геология, 1973, № 12. с. 97104.

47. Лысенко В. Д. Новая технология разработки месторождений высоковязкой нефти // Нефтяное хозяйство, 1993, №10. с. 44.

48. Малофеев Г.Е., Шейнман А.Б. К расчету нефтеотдачи пласта при нагнетании в него горячей воды // Нефтяное хозяйство, 1963, №3. с. 31 -35.

49. Мамедов Ш.Н. Шахтная разработка нефтяных месторождений. Баку: Азнефтеиздат, 1956. - 126 с.

50. Мельниченко Н.Г. Состояние и перспективы разработки месторождений битуминозных песчаников и тяжелых нефтей в Канаде // Нефтяное хозяйство, 1980. С. 58-62.

51. Мельниченко Н.Г. Состояние и перспективы шахтной разработки нефтяных месторождений США // РНТС. Сер. Экономика и управление нефтяной промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. - Вып. 5. - С. 36 -38.

52. Мельниченко Н.Г. Шахтная разработка морских нефтяных месторождений // Обзорная информация. Сер. Разработка и эксплуатация морских нефтяных и газовых месторождений М.: ВНИИГАЗПРОМ, 1982. -Вып. 4.-39 с.

53. Мингареев Р. Ш., Тучков И. И. Эксплуатация месторождений битумов и горючих сланцев. М.: Недра, 1980. - 572 с.

54. Мирзаджанзаде А.Х., Ахметов И.М. Системный анализ в добыче тяжелых нефтей // Нефтяное хозяйство, 1993. № 3. - С. 40 - 42.

55. Мусин М.М. Численная модель процесса паротеплового воздействия на пласт с системой скважин / Тр.ТатНИПИ. 1980. - т.44. - с. 55-58.

56. Муслимов Р.Х., Фаткуллин А.Х., Тронов А.П., Акишев И.М., Фаттахов Б.З. О способах разработки битуминозных пород и добычи тяжелых нефтей Татарской АССР // Нефтяное хозяйство, 1980, № 3. с. 26-29.

57. Мустаев Я.А., Мавлютова И.И., Илюков В.А. Способы термовоздействия на месторождениях Башкирии // Нефтяное хозяйство, 1982, № 3.

58. Намиот А.Ю. К вопросу об изменении температуры по стволу нефтяной или газовой скважины / тр. ВНИИ, 1956.

59. Нестеров И. И., Салманов Ф. К., Шпильман К. А. Нефтяные и газовые месторождения Западной Сибири. -М.: изд-во «Недра», 1971. 464 с.

60. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. М.: Наука. - 1987. - ч.1-2. - 464с., 360с.

61. Нигматулин Р.И. Основы механики гетерогенных сред. М.: Наука. -1978.-336с.

62. Патанкар С. Численные методы решения задач теплообмена и динамики жидкости. М. Энергоатомиздат, 1984. - 152с.

63. Пеленичка Л.Г., Михалевич В.И. Опыт паротепловой доразработки месторождения // Нефтяное хозяйство, 1982, № 10. С. 29-31.

64. Перепеличенко В.Ф., Сомов В.Ф., Шевченко А.К. Разработка неоднородного нефтяного пласта горизонтальными скважинами в сочетании с термозаводнением // Нефтяное хозяйство, 1993, № 10. С. 57-61.

65. Пуцилло В.Г., Миронов С.М., Воробьева С. И. Битумы, битуминозные породы и нефти восточных и западных районов Грузинской ССР. В кн.: Матер, по геол. и нефтеносности Грузии. М.: Изд—во АН СССР, 1956, С. 34—81.

66. Пыхачев Г. Б., Исаев Р. Г. Подземная гидравлика. М.: Недра, 1973. -358 с.

67. Раковский H.JI. Методика расчета плоскопараллельного вытеснения нефти паром. // Нефтяное хозяйство, 1982, №11. С. 25 - 27.

68. Розенберг М.Д., Курбанов А.К. Современные вопросы подземной гидромеханики нефти. // Теория и практика добычи нефти. Ежегодник ВНИИ. - М.: Недра. - 1968. - С. 8-23.

69. Розенберг М.Д., Теслюк Е.В., Ушаков В.В. Обоснование продолжительности закачки в пласт теплоносителя // Нефтяное хозяйство, 1987, № 1.

70. Рубинштейн Л.И. Температурные поля в нефтяных пластах. М.: Недра. -1972.-276 с.

71. Сагингалиев Б.С., Раковский Н.Л., Копанев С.В. Развитие процесса вытеснения нефти паром на месторождении Кенкияк // Нефтяное хозяйство, 1980, № 3. С. 40-44.

72. Ставцев А.Л., Потапов С.В., Неволин Б. С. Стратиграфия осадочного чехла восточных склонов Алданского щита в связи с нефтегазоносностью // Советская геология, 1976, № 3, С. 23-33.

73. Сулейманов Д.М., Башинджагов С.Е., Пронина М. Т. Месторождения битумов в Азербайджанской ССР. Труды ин-та Геологии АН Азер. ССР, т. XIII, 1947, С. 192-209.

74. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М. Недра. - 1985

75. Тарасов А.Г., Раковский Н.Л., Лавренников В.А. Оценка динамики охвата пласта при вытеснении нефти паром в сочетании с заводнением // Нефтепромысловое дело. 1980. - №6. - С. 8-12.

76. Терещенко А.Н. О битумопроявлениях на северном склоне Алданской антеклнзы. Матер, по регион, геолог. Сибирской платформы и ее складчатого обрамления. - М.: Недра, 1972, С. 80-87.

77. Теслюк Е.В., Розенберг М.Д. О неизотермической фильтрации многофазного потока и об учете термодинамических эффектов при разработке нефтяных месторождений / ВНИИнефть. 1965. - вып. 42. - С. 281 -293.

78. Токарев Г.Ю. Вытеснение нефти паром с учетом фазовых превращений / Материалы 7-ой отраслевой конференции молодых специалистов МНП. -Краснодар. 1980. - С. 25 - 37.

79. Фазлыев Р.Т., Веревкин К.И., Дияшев Р.Н., Мусин М.М., Ткаченко И.А. Результаты внедрения внутрипластового горения на залежи № 24 Ромашкинскго месторождения // Нефтяное хозяйство, 1984, № 10. С. 30-34.

80. Фазлыев Р.Т., Дияшев Р.Н., Дешура B.C., Кубарев Н.П., Садреев A.M., Хабибуллин Я.Х. Определений условий инициирования внутрипластового горения в битумных пластах // Нефтяное хозяйство, 1980, №5.-С. 31-34.

81. Федоров К.М., Шарафутдинов Р.Ф. Неизотермическая фильтрация нефти, воды и газа // Тр.МИНГ. -1981. Вып.200. С. 81 - 91.

82. Халимов Э.М., Климушин И.М., Фердман Л.И. Геология месторождений высоковязких нефтей СССР. Справочное пособие. М.: Недра, 1987. - 174 с.

83. Чарный И.А. Нагревание призабойной зоны при закачке горячей жидкости в скважину. // Нефтяное хозяйство. 1953. - №2,3 - с. 18-24, 2933.

84. Чекалюк Э.Б., Оганов К.А. Тепловые методы повышения отдачи нефтяных залежей. Киев: Наукова думка. - 1979. - 208с.

85. Чекалюк Э.Б.Термодинамика нефтяного пласта. М.: Недра. - 1965.

86. Шарафутдинов Р.Ф Исследование процессов неизотермической фильтрации жидкости и газа с фазовыми переходами / дисс. к.ф.-м.н. -1990.-Уфа.-168с.

87. Шарафутдинов Р.Ф. Сравнительный анализ процесса вытеснения нефти из пористой среды паром и парогазом / Сб.: Физико-химическая гидродинамика. Уфа. - 1987. - С. 127-131.

88. Шелкачев В.Н. Анализ новейших поучительных переоценок запасов нефти во всем мире и по некоторым странам // Нефтяное хозяйство, 1995,№7.-С. 18-22.

89. Яшин Д.С. Битуминозность верхнепротерозойских и нижнекембрийских (чабурский горизонт) пород на восточном склоне Анабарской антеклизы // Ученые записки НИИГА. Сер. Региональная геология, JL, вып. 12, 1968, С. 79-95.

90. Adler G.A. Linear model and a relatively stable numerical method for thermal seconday oil recovery // J. Can. Pet. Tech. 1975. - July-Sept. - p. 56-65.

91. Akin S. Mathematical Modeling of Steam Assisted Gravity Drainage // SPE paper 86963

92. Alves, I.N. A Unified Model for Predicting Flowing Temperature Distribution in Wellbores and Pipelines // SPE paper 20632

93. AOSTRA Undegraund Test Facility: Mining Access for Research and Productions // International Conference on Heavy Crude & Tar Sands. -August 7-12.-1988

94. Asin R. Applicability of VAPEX process to Iranian Heavy Oil Reservoirs // SPE paper 92720 presented at the SPE Middle East Oil & Gas Show 15 March 2005

95. Beattie C.L, T.C. Boberg, McNab G.S. Reservoir Simulation of Cyclic Steam Stimulation in the Cold Lake Oil Sands // SPE paper 18752

96. Bia P. Les methods thermigues de production des hydrocarbures. Chapitre 1: Transfer de chaleur et de masse // Revue de l'institute francais du petrole. -1975. v.30. №3. - p.359-396.

97. Boberg T.C., Lantz R.B. Calculation of the Production Rate of a Thermally Stimulated Well // SPE paper 1578

98. Briggs, P.J., Baron, P.R., Fulleylove, R.J. Development of Heavy-Oil Reservoirs // Journal of Petroleum Technology. 1988. - Februar. - P. 206 -214

99. Buckles R.S. Steam Stimulation Heavy Oil Recovery at Cold Lake, Alberta // SPE paper 7994 was presented at the 1979 California Regional Meeting of the Society of Petroleum Engineers of AIME held in Ventura, California, April 18-20,1979.

100. Burgell C.G. Steam Displacement- Kern River Field // SPE paper 2738 was presented at SPE 40th Annual California Regional Fall Meeting, held in San Francisco, Nov, 6-7,1969.

101. Butler R. Horizontal Wells for the Recovery of Oil, Gas and Bitumen // Petroleim Society. 2004. - 228p.

102. Butler R., McNab G.S., Lo H.Y. Theoretical Studies on the Gravity Drainage of Heavy oil During Steam Heating // Canadian Journal of Chemical Engineering. Vol. 59. - August 1981. - p. 455-460.

103. Butler R. Thermal Recovery of Oil and Bitumen, Inc. New-Jersey, 1991

104. Butler, R., Stephens D. J. The Gravity Drainage of Steam-Heated heavy oil to Parallel Horizontal Wells // JCPT. April-June 1981. p. 90-96.

105. Christianson B.A., Berger E.L. San Ardo Field Production Testing System Upgrade // SPE paper 21533 was presented at the International Thermal Operations Symposium held in Bakersfield, California, February 7-8, 1991.

106. Coats K.H. Simulation of steamflooding with distillation and solution gas // SPEJ. 1976. - v. 16. - №5. - p.235-247.

107. Colonomos P. A Feasibility study of Cyclic Steam Injection in a Deep Heavy Oil Reservoir in Western Venezuela // SPE paper 15091

108. Crookston R.B., Culham W.E., Chen W.N. A numerical simulation model for thermal recovery processes // SPEJ. 1979. v. 19. - №1. - p.37-57.

109. Cunha L.B. Recent In-Situ Oil Recovery- Technologies for Heavy- and Extraheavy-Oil Reserves // SPE paper 94986 was presented at the 2005 SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference held in Rio de Janeiro, Brazil, 20-23 June 2005.

110. Curry G .and Gordon,Y. Optimum Scheduling For Cyclic Steam Injection Projects // SPE paper 2627

111. Das S.K. Vapex: An Efficient Process for the Recovery of Heavy Oil and Bitumen // SPE paper 50941 presented at the SPE International Thermal Operations Symposium held in Bakersfield, California, 10-12 February, 1997.

112. DeMirjian H.A. Heavy oil recovery by conventional and mining methods // SPE paper 6996-MS presented at SPE California Regional Meeting, 12-14 April, San Francisco, California. 1978

113. Diwan U., Kovscek A. An Analytical Model for Simulating Heavy-Oil Recovery by Cyclic Steam Injection Using Horizontal Wells

114. Dunn K. Use of Incremental Analysis in the Operations of Cyclic Steam Injection Projects // SPE paper 2258

115. Eclipse technical description manual. http://www.slb.com

116. Elliott K.T., Kovscek A. R. Simulation of Early-Time Response of Single-Well Steam Assisted Gravity Drainage (SW-SAGD) // SPE paper 54618 presented at the 1999 SPE Western Regional Meeting held in Anchorage, Alaska, 26-28 May 1999.

117. Ershaghi, I. Al-Adawiya, Kagawan, V. Response from Cyclic Steam Stimulation Using Past Performance Data // SPE paper 11954

118. Etherington John, Ian R. McDonald Is Bitumen a Petroleum Reserve ? // SPE paper 90242-MS presented at SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 26-29 September, Houston, Texas. 2004

119. Faroug Ali S.M., Meldau R.E. Current steamflood technology // J. Pet. Tech. 1979. v.31. - №10. - p. 1332-1342.

120. Farouq Ali Heavy Oil Recovery Principles, Practicality, Potential, and Problems // SPE paper 4935-MS presented at SPE Rocky Mountain Regional Meeting, 15-16 May, Billings, Montana. -1974

121. Farouq Ali Saturated Steam Property Functional Correlations for Fully Implicit Thermal Reservoir Simulation // SPE paper 17094

122. Fayers F.J. Some theoretical results concerning the displacement of a viscous oil by hot fluid in a porous medium // J. Fluid Mechanics. 1962. - v. 13. -№1. - p. 65-76.

123. Gallant R.J., S,D Stark, Taylor M.D. Steaming and Operating Strategies at a Midlife CSS Operation // SPE paper 25794 presented at the International

124. Thermal Operations Symposium held in Bakersfield, CA, U.S.A., 8-10 February 1993

125. Gajdica R., Aziz, K. A Semianalytical Thermal Model for Linear Steamdrive //SPEpaper 20198

126. Glandt C.A., Malcolm J.D. Numerical Simulation of Peace River Recovery Processes // SPE paper 22645 was presented at the 66th Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers held In Dallas, TX, October 6-9, 1991.

127. Gontijo J.E., Aziz K. A Simple Analytical Model for Simulating Oil Recovery by Cyclic Steam in Pressure-Depleted Reservoirs // SPE paper 13037

128. Gottfried B. Optimization of Cyclic Steam Injection Process Using Penalty Functions//SPE paper 3329

129. Gottfried B.S. A mathematical model of thermal recovery in linear systems // SPEJ. 1965. - Sept. p. 196-210.

130. Hans H.A. Huygen, W.E. Lowry Jr. Steamflooding Wabasca Tar Sand Trough the Bottomwater Zone Scaled Model Tests // SPE paper 8398 was presented at the 1979 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Las Vegas Sept. 23-26.

131. Harrlgaland R.L., Clayton C.A. Comparison of Conventional Cyclic Steaming and Steamflooding in a Massive, Dipping, Midway Sunset Field Reservoir // SPE paper 24197

132. Hasan, A.R., Kabir, C.S. Fluid Flow and Heat Transfer in Wellbores. SPE 2002

133. Hearn C. L. Effect of Latent Heat Content of Injected Steam in a Steam Drive

134. Henry J. Ramey, Jr. A Current Look at Thermal Recovery // SPE paper 2739

135. Huberto A. Mendoza, JoseJ. Finol, Butler Roger M. SAGD, Pilot Test in Venezuela // SPE paper 53687 presented at the 1999 SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference held in Caracas, Venezuela, 21-23 April 1999.

136. Jones J. Cyclic Steam Reservoir Model for Viscous Oil, Pressure Depleted, Gravity Drainage Reservoirs // SPE paper 6544

137. Jones J. Steam Drive Model for Hand-Held Programmable Calculators // SPE paper 8882

138. Kamath V.A., Hatzignatiou D.G. Simulation Study of Steam-Assisted Gravity Drainage Process in Ugnu Tar Sand Reservoir // SPE paper 26075presented at the Western Regional Meeting held in Anchorage, Alaska, U.S.A., 26-28 May 1993

139. Kovscek Anthony R., William E. Brigham, Castanier Louis M. Heavy and Thermal Oil Recovery Poduction Mechanisms // SUPRI TR 127 Annual Report, Prepared by Stanford University Department of Petroleum Engineering, С A, U.S.A.

140. Kutasov I. M. Applied geothermics for petroleum engineers. Developments In Petroleum Science, V. 48. ELSEVIER, 1999. p. 347.

141. Layrisse Heavy Oil Production In Venezuela: Historical Recap And Scenarios For Next Century // SPE paper 53464 was prepared for presentation at the 1999 SPE International Symposium on Oilfield Chemistry held in Houston, Texas, 16—19 February 1999.

142. Leung L.C. Numerical evaluation of the effect of simultaneous steam and carbon dioxide injection on the recovery of heavy oil // J. Pet. Tech. 1983. -v.35. - №10. - p.1591-1599.

143. Lyman T.J., Piper E.M., Riddell A.W. Heavy Oil Mining Technical and Economic Analysis // SPE paper presented at SPE California Regional Meeting, 11-13 April, Long Beach, California. -1984

144. Mandl G., Volek C. Heat and Mass Transport in Steam-Drive Processes // SPE paper 1896

145. Mao M.L. Evaluation of Cyclic Steam Injectors in China // SPE paper 59463

146. Marx J.W., Langenheim R.H. Reservoir Heating by Hot Fluid Injection. // Trans AIME, 1959.-p. 312-31.

147. Maurice B. Dusseault, Chun Xiu Liang, Yiqiu Ma CHOPS in Jilin Province, China // SPE paper 79032

148. Maurice B. Dusseault, El-Sayed S. Heavy-Oil Production Enhancement by Encouraging Sand Production // SPE paper 59276

149. Milhem M.M., Ahmed K.N. Performance of a Pilot Cyclic Steam Stimulation Project in Kuwait // SPE paper 15733 was prepared for presentation at the Fifth SPE Middle East Oil Show held in Manama, Bahrain, March 7-10, 1987.

150. Myhill N.A., Stegemeier G.L. Steam-Drive Correlation and Prediction // SPE paper 5572

151. Palmgren C.T. An Interface Model To Predict Vertical Sweep During SteamDrive // SPE paper 24077

152. Pascual M.R. Cyclic Steam Injection Pilot, Yacimiento Los Perales // SPE paper 69632

153. Patzek T.W. Surveillance of South Belridge Diatomite // SPE paper 24040 was presented at the Western Regional Meeting held In Bakersfleld, California, March 30-April 1, 1992.

154. Prats M., Vogiatzis J. The Heat Efficiency of Thermal Recovery Processes // SPE paper 2211

155. R.J. Chalatwnykand B, Wagg T. The Mechanisms of Solids Production in Unconsolidated Heavy-Oil Reservoirs // SPE paper 23780

156. Ramey, H. J., Jr. Wellbore Heat Transmission // JPT, 1962, April

157. Reiss, J. A steam assisted gravity drainage model for tar sands: linear geometry//JCPT 1992

158. Rhee W., Doscher M. A Method for Predicting Oil Recovery by Steamflooding Including the Effects of Distillation and Gravity Override // SPE paper 7547

159. Sadler K. W. An EUB Review of In Situ Oil Sands Bitumen Production // SPE paper 30240-MS presented at SPE International Heavy Oil Symposium, 19-21 June, Calgary, Alberta, Canada. -1995

160. Sagar, R.K. Predicting Temperature Profiles in Flowing Wells // SPE paper 19702

161. Seba R., Perry,G. A Mathematical Model of Repeated Steam Soaks of Thick Graivity Drainage Reservoirs // SPE paper 1894

162. Sheppard G.L., Wong F.Y., Love D. Husky's Success at the Pikes Peak Thermal Project. Manuscript #210, Unitar Conference, 1998, Beijing, China

163. Shutler N.D., Boberg T.C. A One -Dimensional Analytical Technique for Predicting Oil Recovery by Steamflooding // SPE paper 2917

164. Stone T.W., Bennett J., Law D.H., Holmes J.A. Thermal Simulation with Multisegment Wells // SPE paper 66373

165. Strom N., Dunbar R.B., Mink J.J. Bitumen resources of alberta: recovery and conversation to synthetic oil supply // 31 st Annual Technical Meeting of the Petroleum Society held in Calgary, Canada, 25-28 May 1980

166. Tamim M., Rahman M. Analytical Modelling of Cyclic Steam Stimulation Using Pseudo-Relative Permeability Function // SPE paper 53690

167. US Patents 4547078 Stephen L. Long, Yin L. Cheung, Brown A. Method and device for measuring steam quality. 1985.

168. US Patents 4712006 Bernand Zemel, Glossman P. Steam quality measurement apparatus and method. 1987.

169. US Patents 4788848 Hsueh L. Chemical tracer determination of steam quality. -1988.

170. US Patents 5470749 Nizar F. Djabbarach, Sprunt Eve S. Method for determining steam quality using a foaming surfactant. 1995.197. van Lookeren Calculation Methods for Linear and Radial Steam Flow in Oil Reservoirs // SPE paper 6788

171. Vasquez H., M.S. Sanchez, McLennan J. Mechanical and Thermal Properties of Unconsolidated Sands and Its Applications to the Heavy Oil SAGD

172. Project in the Tia Juana Field, Venezuela // SPE paper 54009 was presented at the 1999 SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference held in Caracas, Venezuela, 21-23 April 1999.

173. Wang F.P.,Brigham W.E. Heat Losses and Frontal Movement During Steam Injection in Porous Media

174. Weinstein H.G., Wheeler J.A., Woods E.G. Numerical model thermal processes// SPEJ. 1977. - v. 17. - №1. - p.65-78.

175. Willhite G.P. Over-all Heat Transfer Coefficients in Steam and Hot Water Injection Wells // SPE paper 1449

176. Xia T.X., Greaves M. Downhole conversion of Lloydminster Heavy Oil using THAICAPRI process // SPE paper 78998

177. Yortsos Y.C., Gavalas G.R. Analytical Modeling of Oil Recovery by Steam Injection: Parti Upper Bounds // SPE paper 8148

178. Yortsos Y.C., Gavalas G.R. Analytical Modeling of Oil Recovery by Steam Injection: Part2 Asymptotic and Approximate Solutions // SPE paper 8149