Термодинамика процесса вытеснения трудноизвлекаемых запасов нефти сверхкритическим диоксидом углерода тема автореферата и диссертации по физике, 01.04.14 ВАК РФ

На правах рукописи

004611576

РАДЛЕВ АНДРЕИ ВИКТОРОВИЧ

ТЕРМОДИНАМИКА ПРОЦЕССА ВЫТЕСНЕНИЯ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ СВЕРХКРИТИЧЕСКИМ ДИОКСИДОМ УГЛЕРОДА

01.04.14 - «Теплофизика и теоретическая теплотехника»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 8 ОКТ 7010

Казань 2010

004611576

Работа выполнена в ГОУ ВПО «Казанский государственный технологический университет» на кафедре «Теоретические основы теплотехники».

Научный руководитель: доктор технических паук,

профессор Сабирзянов Айдар Назимович

Официальные оппоненты; доктор технических паук, профессор

Фафурип Андрей Викторович доктор технических наук, профессор Кравцов Яков Исаакович

Ведущая организация: ОАО «Волжский научно-исследовательский

институт углеводородног о сырья», г. Казань

Защита состоится «17» ноября 2010 года в Ю00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.079.02 при Казанском государственном техническом университете им. А.Н. Туполева по адресу: 420111, г. Казань, ул. К. Маркса, 10 (зал заседаний Ученого Совета).

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке КГТУ им. А.Н. Туполева.

ЭлектроЛпый вариант автореферата размещен на сайте Казанского государственного технического университета

Автореферат разослан «3 2010 года.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук, доцент ^ А.Г.Каримова

Общая характеристика работы

Актуальность темы:

Традиционные технологии вытеснения нефти, применяемые в нашей стране (заводнение, нотокоотклонение, паровытеснение) имеют пороговые условия применимости, Рост доли трудноизвлекаемых запасов и ужесточение лицензионных требований к эксплуатации месторождений требуют разработки новых третичных технологий вытеснения нефти. Термодинамические условия, существующие в нефтяном пласте, позволяют применять СОг в сверхкритичееком состоянии (СК) состоянии, что определяет преимущества его по сравнению с другими вытесняющими агентами. Применение СОг и СК состоянии позволяет преодолеть пороговые ограничения, свойственные традиционным технологиям, и может применяться в широком диапазоне термобарических условий, физико-химических свойств вытесняющего агента и нефти и порометрнческих характеристик пласта, недоступных для традиционных методов добычи нефти.

Работа выполнялась в рамках гранта ЛИ РТ № -8.3-2)9/ 2004 Ф (08) от 2004 I- и гранта Федерального агентства по науке и инновациям № 02.444.11.7341 от 2006 г., автор является лауреатом конкурса научно-исследовательских работ молодых ученых и специалистов У-й школы -семинара академика РАМ В.К. Алсмасова.

Цель работы заключается в разработке термодинамических основ сверхкритической технологии освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья путем физического моделирования процесса вытеснения нефти СК диоксидом углерода и обработки результатов физического моделирования с помощью теории подобия с целью применения результатов опыта на реальных месторождениях.

Основные задачи работы:

1. Создание экспериментальной установки для исследования процесса вытеснения нефти сверхкритическим СО2 в широком интервале термобарических условий, физико-химических свойств вытесняемой нефти и вытесняющего флюида, порометрнческих характеристик пласта;

2. Получение новых экспериментальных результатов по коэффициенту вытеснения нефти (КВН) в широком интервале термобарических условий, физико-химических свойств вытесняемой нефти и вытесняющего флюида и порометрнческих характеристик пласта;

3. Описание гидродинамики процесса вытеснения нефти сверхкритическим диоксидом углерода методами теории подобия во всем исследованном интервале термобарических условий, физико-химических свойств вытесняемой нефти, вытесняющего флюида и порометрнческих характеристик пласта.

Научная новизна работы: 1. Создана экспериментальная установка, позволяющая моделировать вытеснение нефти СК С02 в интервале давлений до 20 МПа, температур до 500 К, вязкостей нефти до 40 мПа-с, проницаемостей пласта до 0,005 мкм2;

2. Получены новые экспериментальные данные зависимости КВН в интервале давлений 7-12 МПа, температур 313-353 К, вязкостей нефти 1-9,7 мПа-с, проницаемостей пласта 0,18-0,038 мкм*;

3. Получено обобщающее уравнение, определяющее зависимость КВН от гидродинамики процесса вытеснения нефти и порометрических характеристик пласта.

Практическое значение работы:

1. Расширение фундаментальных знаний о процессах, происходящих в нефтяном пласте в широком интервале термобарических условий, физико-химических свойств вытесняемой нефти и вытесняющего флюида и порометрических характеристик пласта;

2. Проведение энерготехнологической оптимизации процесса вытеснения нефти;

3. Использование результатов настоящих экспериментальных исследований для проектирования нефтепромыслового оборудования.

Апробация работы:

Основные результаты диссертации доложены в рамках IV школы-семинара молодых ученых и специалистов под руководством академика РАН В.Е. Алемасова "Проблемы тепломассообмена и гидродинамики в энергомашиностроении" (Казань, 2004), V школы-семинара молодых ученых и специалистов под руководством академика РАН В.Е.- Алемасова "Проблемы тепломассообмена и гидродинамики в энергомашиностроении" (Казань, 2006), V Международного симпозиума

"Ресурсоэффективность и энергосбережение" (Казань, 2004), III Международной научно-практической конференции "Сверхкритические флюидные технологии: инновационный потенциал России" (Ростов-на-Дону, 2006), Международной научно-практической конференции "Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов" (Казань, 2007), IV Международной научно-практическая конференция «Сверхкритические флюиды: фундаментальные основы, технологии, инновации» (Казань, 2007), Конференции "Наноявления при разработке месторождений углеводородного сырья: от наноминералогии и нанохимии к нанотехнологиям" (Москва, 2008), XVII Международной конференции по химической термодинамике в России 11ССТ 2009, (Казань, 2009), V Международной научно-практическая конференция «Сверхкритические флюиды: фундаментальные основы, технологии, инновации» (Суздаль, 2009).

Публикации:

По теме диссертации опубликовано 13 статей и тезисов в научно-технических журналах и сборниках трудов.

Структура и объем работы: Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, выводов, заключения, библиографического списка из 95 источников и приложения. Общий объем работы составляет 137 страниц, в том числе, 21 таблица и 48 рисунков.

Автор выражает благодарность руководителю работы д.т.н., проф. Сабнрзянову А.Н., к.г.н. доц. Мухамадиеву А.Л. за глубокое и содержательное обсуждение основных положении диссертационной работы.

На чинш у выносится следующие основные положении:

1. Новая экспериментальная установка и методика проведения экспериментальных исследований процесса вытеснения нефти сверхкритическим диоксидом углерода;

2. Новые экспериментальные результаты но КВН в широком интервале термобарических условий, проницаемости пласта и вязкости нефти;

3. Обобщающее уравнение, определяющее зависимость КВН от гидродинамики процесса вытеснения нефти и поромстричсских характеристик i (ласта.

Содержание работы:

Во введении обоснована актуальность темы работы и метода проведения исследований.

В первой главе представлены результаты анализа применяемых в настоящее время методов увеличения нефтеотдачи (МУН), позволившие сформулирован, основные задачи дальнейших исследований. На примере заводнении, потокоотклопепия и паротеплового вытеснения показано, что традиционные технологии имеют пороговые условия применения, ограничивающие их использование для разработки месторождений трудноизвлскаемых запасов нефти (низкопроницаемые, высокообводненные пласты, высоковязкие нефти и природные битумы). Освоение месторождений трудноизвлскаемых запасов нефти требует разработки третичных технологий добычи нефти. Технология сверхкритического С02-вытеснения может применяться в широком диапазоне термобарических и физико-химических условий в пласте, а также на различных стадиях выработки месторождения и позволяет преодолеть пороговые ограничения, характерные для традиционных МУН.

В первой главе диссертации также проведен сравнительный анализ основных типов установок, применяемых в отечественной и зарубежной исследовательской практике при физическом моделировании процессов вытеснения нефти.

Во второй главе диссертационной работы описана экспериментальная установка и методика проведения опытов. Оборудование спроектировано и изготовлено с учетом предварительного анализа особенностей конструкции, преимуществ и недостатков имеющихся прототипов. Схема экспериментальной установки приведена на рис. 1.

Установка позволяет проводить исследования процесса вытеснения нефти в диапазоне давлений до 20 МГТа и температур до 500 К. При этом погрешность измерения давления не превышает ±0,05 МГ1а, погрешность измерения температуры ±0,1 К.

Установка состоит из следующих основных систем и узлов: модели пласта, системы поддержания и измерения температуры в модели пласта, системы поддержания и измерения давления, системы подачи и рециркуляции вытесняющего агента, системы отбора проб и анализа.

Модель пласта (рис. 2) представляет собой сосуд высокого давления (кернодержатель), заполняемый пористой средой и насыщаемый моделью нефти. Кернодержатель выполнен rio всем требованиям, предъявляемым к аппаратам высокого давления. Корпус аппарата (1) изготовлен из нержавеющей стали марки 12X18Н ЮТ, и представляет собой трубу длиной 2 м, наружным диаметром 76 мм и толщиной стенки 13 мм. Для предотвращения байпасирования С02 по стенкам кернодержагеля в пего запрессованы отрезки труб (2) длимой 350-400мм, наружным диаметром 68 мм. На внутренней поверхности каждой из них нарезана метрическая резьба различного направления и шага.

Рис. 1. Схема экспериментальной установки.

I-компрессор мембранный; 2-баллоп промежуточный; 3-баллон ресивериый; 4, 5, 7, 16, 17, 29, 41-манометры образцовые; 6-блок манометров; 8-баллоны накопительные; 9-14, 22, 23, 27, 28, 30, 39, 40- вентили высокого давления; 15-тройник; 18-кернодержатель; 19-термостат; 20, 21-гильза; 24-сепаратор; 25-сборник нефти; 26-бамои приемный; 31-весы электронные; 32-насос вакуумный; 33-сосуд разделительный; 34-веитиль напускной 35-вентиль вакуумный; 36-вентилъ сливной; 37-регулятор давления; 38-регулировочное устройство.

Рис.2. Модель нефтяного пласта.

I-корпус аппарата; 2-отрезки труб; З-линзовое уплотнение; 4-фланец резьбовой; 5-фланец ответный; 6-ншнлька; 7-гаика; 8-шайба; 9-трубка соединительная; I(¡-ниппель; 11 гайка накидная; /2-термопара; 13-штуцер; 14-трубка соединительная; 15-"грибок"; 16-гайка накидная.

Подготовка и проведение опыта осуществляется в соответствии с ОСТ 39-195-86. Подготовка пористой среды заключается в помоле, просеивании и промывке кварцевого песка дистиллированной водой с последующей сушкой его в сушильном шкафе до постоянной массы при температуре 100-105 °С. В качестве модели нефти применяются керосин осветительный марки КО-25 ТУ 38-402-58-10-01 и масло трансформаторное ГОСТ 10121-62. Кинематическая вязкость модельных жидкостей определяется с помощью вискозиметра ВПЖ-1 согласно ГОСТ 33-82. Работы по насыщению образцов пористых сред на установке выполняются с помощью специально разработанной системы насыщения.

Методика проведения опыта основана на использовании уравнения материального баланса керподержателя. Перед началом эксперимента производится взвешивание газового баллона (3) па электронных весах (31) (рис. 1) с погрешностью ±0,05 кг. Проведение эксперимента начинается с вывода экспериментальной установки на рабочий режим. Необходимое в опытах рабочее давление устанавливается но манометру (4) марки М0-160 с помощью регулятора давления (37) марки РДУ-32. Температура газа, поступающего в кернодержатель, поддерживается с помощью термостата (19) марки СЖМЛ-19/25. Температура керподержателя (18) в опытах устанавливается п поддерживается с помощью регуляторов температуры марки ТРМ-202, к которым подключается бифилярпо навитый на кернодержатель нагревательный кабель марки КНМС-НХ.

По достижении стационарного режима фильтрации измеряется давление и температура по длине керподержателя (18) с помощью образцовых манометров (5-7) и хромель-алюмелевых термопар соответственно. Эксперимент продолжается до момента прорыва С02, о чем свидетельствует резкое падение давления в системе и температуры газа в сепараторе (24) при дросселировании его через специально разработанный термостатируемый регулировочный вентиль. Давление и температура внутри сепаратора контролируются установленными на нем образцовым манометром (29) класса точности 0,4 и двумя хромель-алюмелевыми термопарами соответственно. Смесь, выходящая из кернодержателя, подается непосредственно в верхнюю часть сепаратора, в результате чего С02 через вентиль (27) отводится в приемный баллон (26), взвешиваемый на электронных весах с погрешностью ±0,05 кг. Вытесняемая нефть накапливается в нефтесборнике (25), откуда сливается в мерную мензурку, взвешиваемую на электронных весах с погрешностью +0,5 г. Коэффициент вытеснения нефти определяется соотношением:

= (1)

г

где У.,т - объем вытесненной нефти;

V - объем нефти в пласте до начала вытеснения. В третьей главе приведены результаты работы

автора по

исследованию процессов вытеснения нефти сверхкритическим С02. На рис. 3-6 представлены результаты опытов по вытеснению нефти вязкостью 1,2 мПа-с СОг на модели нефтяного пласта при двух значениях проницаемости -0,18 и 0,038 мкм2, в интервале температур 313-353 К, на изобарах 7,9,11 и 12 МПа. На рис. 7-9 представлены результаты опытов в исследованном интервале давлений на изотермах 313,333 и 353 К.

Установлено, что повышение температуры диоксида углерода приводит к снижению КВН во всем исследованном интервале давлений и проницаемостей пласта. Причиной наблюдаемого явления является тот факт, что повышение КВН при снижении вязкости и плотности нефти при контакте с С02 уравновешивается эффектом понижения растворимости его при повышении температуры с 313 К до 333 К, для С02 весьма значи тельным.

0,45 0,35 0,250,15 0,05

'•А 4 А

♦ 313 К

• 333 К А 353 К

0 2 4 Б 6 10 12 Объем нагнетания С02, П.О.

0,45

0,05

• 353 К И 333 К

О 2 4 6 8 10 Объем нагнетания С02, П.О.

Рис. 3. Зависимость КВН нефти вязкостью 1,2 мПа с от объема нагнетания СО2 на изобаре 7,5 МПа в пластах с различной проницаемостью: а) к=0,18 мкм2; б) к О, ОЗНмкм2. __

0,5

0,3

0,1

А А А А

♦ 353 К

• ззз к

А 313 к

0 2 4 6

Объем нагнетания СО,, ГШ.

0,5 0,4 0,3 0.2 0,1

• 353 К

♦ 333 К А 313 К

А ♦ •

2 4 6

Объе м нагнетания СО;, П.О.

Рис.4. Зависимость КВН нефти вязкостью 1,2 мПа-с от объема нагнетания С02 на изобаре 9 МПа в пластах с различной проницаемостью: а) к=0,18 мкм3; б) к-0,038 мкм2.

0,6 0,6 ' 0,4 0.2

* **

• 363 к

♦ 333 к 4 313 К

Объем нагнетания СОг, П.О.

0.6 0.5

й

* 0,3 0,2 0,1

А

• 353 К

♦ 333 К А 313 к

Объем нагнетания С03, П.О.

1'ис.5. Зависимость КИП нефти вязкостью 1,2 мПа-сот объема нагнетания С(?2 па изобаре 11 МПа в пластах с различной протщаемостыо: а) к О, 18 мкм2; б) к^0,038мкм2.

»

» зьз к ♦ 333 к А 313 к

О 2 4 в

Объем нагнетания СО„ П.О.

0,9 0,7 0,5 0,3 0.1

♦ 353 К

♦ 333 К 4313 К

0 2 4 6! Объем нагнетании СО-,, П.О.

Рис. 6. Зависимость КПП нефти вязкостью 1,2 мПа-с от объема нагнетания СОг на изобаре 12 МПа в пластах с различной проницаемостью: а) Ь 0,18 мкм2; б) к^0,038мкм2.

а)

0,8 0,6 0,4 0,2

/ И'"

♦ 7 МПа

♦ 9 МПа А 11 МПа ■ 12 МПа

2 4 в 8 10 Объем нагнетания СО:, П.О.

0,81

£ЛР

0,6-

0,4. К-

0.2 •

♦ 7 МПа

• 9 МПа 411 МПа ■ 12 МПа

0 6 10 Объем нагнетания СО,, П.О.

Рис. 7. Зависимость КВН нефти вязкостью 1,2 мПа-сот объема нагнетания СОг «а изотерме 313 К в пластах с различной проницаемостью: а) к=0,18 мкм2; б) к=0,038мкм2.

0.4

0,3 0,2 0,1

■ А

А

♦ 7 МПа

• 9МПа А 11 МПа

Объем нагнетания С0г, П.О.

0,45

"А

ь ♦

♦ 7,5 МПа

• 9 МПа А 11 МПа ■ 12 МПа

О А 8 12 18 20 Объем нагнетания СО,, П.О.

Рис 8. Зависимость КВН нефти вязкостью 1,2 мПа-с от объема нагнетания СО2 на изотерме 333 К в пластах с различной пронш/аемостыо: а) к~0,18 мкм2; б) к-0,038мкм2.

б)

в» в

♦ 7 МПа иЭМТа А 11 МПа

• 12МПа

Объем нагнетания СОг, П.О.

0.45 0,35

Ж Ш

* 0,25 0,15 0,05

" Л

а > • Л «

♦ 7,5 МПа

• 9 МПа А 11 МПа ■ 12 МПа

0 4 В 12 16 20 Объем нагнетании СО., П.О.

Рис. 9. Зависимость КВН нефти вязкостью 1,2 мПа-с от объема нагнетания С02 на иютерме 353 К в пластах с различной проницаемостью: а) к: О,18 мкм2; б) к-= 0,038 м/ш2.

Это приводит к образованию "вязкостных" языков и, как следствие, преждевременному прорыву газа. Результаты опытов по исследованию влияния давления на величину КВН показывают, что повышение давления нагнетания диоксида углерода приводит к увеличению времени до прорыва газа, следствием чего является 1,5-2-кратное увеличение КВН во всем исследованном диапазоне температур. При уменьшении коэффициента проницаемости в 5 раз время до прорыва газа при изменении температуры с 353 до 333 К не изменяется во всем исследованном интервале давлений, за исключением давления 12 МПа - время до прорыва в указанном диапазоне температур возросло с 8 до 10 часов. Время до прорыва газа на изотерме 313 К возросло в 1,5-2 раза. По мнению автора, причиной наблюдаемого явления является двух- трехкратное увеличение плотности газа при повышении его давления с 7 до 12 МПа во всем исследованном интервале температур и проницаемостей пласта. По результатам опытов автором сделан вывод о том, что изменение проницаемости пласта в исследованном диапазоне не оказывает существенного влияния на КВН.

Автором также проведены опыты на модели нефти вязкостью 9,7 мПа-с при тех же термобарических условиях и порометрических характерист иках модели пласта, результаты представлены на рис. 10-16.

«я

• 313 к

»ззз к

А 353 к

Обьем нагнетания СО,, Г1.0.

0,15

♦ 353 К ® 333 К

0.2 0,4 0.6 0,8 Объем нагнетания СО,, И.о.

Рис. К). Зависимость КВН нефти вязкостью 9,7 мПа-сот объема нагнетания СО2 на изобаре 7,5 МПа в пластах с различной проницаемостью: а) к0, 18м/ш2; б) к 0,038 мкм2.

0,3 0,2 0,1 0

4

А И

А 313 К а 333 К * 353 К

Объем нагнетания С0„ И.О.

0,2 0,15

т.

СО 0,1

0,05 О

О 353 К к 333 К (д 313 к

0 12 3

Объем нагнетания СО., П.О.

Рис. II. Зависимость КВН нефти вязкостью 9,7 мПа-сот объема нагнетания СОг на изобаре 9 МПа в пластах с различной проницаемостью:

Рис. 12. Зависимость КВН нефти вязкостью 9,7 мПа-сот объема нагнетания СО? на изобаре /1 МПа в пластах с различной проницаемостью: а) к =0,18 мкм2; б) к 0.038 мкм2.

0,4 1

0,3. А

А

0,2 ■ ■

0,1 ■ А

■ ♦

0-

А313К ■ 333 к ♦ 353 К

0 12 3 4 Объем нагнетания СОг, П.О.

6)

0.3

0,2 • X ^ 0,1 А А ■ ♦ • 353 К И 333 К ...llilil

0 12 3 Объем нагнетания СОг, П.О.

Рис. 13. Зависимость ЮШ нефти вязкостью 9,7 м11а-с от объема нагнетания С02 па изобаре 12 МПа в пластах с различной проницаемостью: а) к~0,18мкм2; б) к-О.ОЗХмкм2.

' 6)

0,4

0,2

• А * * *

1А » _

▲ « »

м

*А» II

♦ 7 МПа я 0 М"1а А 11 МПа е 12 МПз

2 3 4

Объем нагнетания СО/г D.O.

0,3 0,2 0,1 О

♦ 9МГЙ А 11 МПз » 12 МПа

Объем нагнетания СОг, П.О.

Рис. 14. Зависимость КПП нефти вязкостью 9,7 мПасот объема нагнетания С02 на изотерме 313 К в пластах с различной проницаемостью: а) к О, 18 мкм2; б) к 0,038 мкм2.

t ♦

А * ♦ ♦

♦7 МПа 0,2'

♦ 9 МПа 9 0,1

А 11 МПа

• 12МПа

0'

12 3 4

Объем нагнетания СО,, П.О.

Л 4

♦ 7,5 МПа ■ 9МПа А 11 Wla

• 12 МПа

0 0,5 1 1,5 2 25 2

Объем нагнетания СО,, П.О.

Рис. 15. Зависимость КВН нефти вязкостью 9,7 мПа ■ с от объема нагнетания С02 на изотерме 333 К в пластах с различной проницаемостью: а) к=0,18мкм2; б) к=0,038мш2.

0.2

0,1

♦ ♦

0 12 3

Объем нагнетания СО,, Л.О.

♦ 7,5 МЛа яОМПэ А 11 МЛа

• 12 МЛа

Рис.. 16. Зависимость КПП нефти вязкостью 9,7 мПа-с от объема нагнетании СО2 ни изотерме 353 К в пластах с различной проницаемостью: а) к 0,18 мкм2; б) к= 0,038 мкм2.

Установлено, что повышение вязкости углеводорода - фактор, отрицательно влияющий на КВН. Во всех опытах, моделирующих процесс вытеснения нефти высокой вязкости, КВН, как и следовало ожидать, оказался существенно ниже, чем КВН нефти низкой вязкости во всем исследованном интервале проницаемостей.

Снижение проницаемости пласта в опытах с вязкой нефтью не влияет на вид экспериментальных кривых. Как и в предыдущих опытах, увеличение температуры нагнетания приводит к снижению КВН во всем исследованном интервале давлений. Снижение температуры, приводящее к увеличению растворимости С02 в масле и увеличению газового фактора, не приводит к значительному уменьшению вязкости нефти. Нефть, вязкость которой практически равна начальной, оказывается запертой в норах, в которые газ проникнуть не может. В результате этого повышение выхода нефти возможно при увеличении температуры нагнетания газа, в результате чего уменьшается плотность и вязкость нефти, либо при увеличении давления нагнетания газа, что приводит к проталкиванию пузырьков газа в сужения пор и как следствие, увеличению КВН, наблюдаемого в опытах.

Выявление критериев подобия в настоящей работе осуществляется методом анализа размерностей величин, определяющих процесс вытеснения нефти, в соответствии с я-теоремой. Принимаем закон фильтрации линейным, так как 1*е<Ке (1<с =1+4 для слабосцемснтированных песчаников).

Яе =

Р,

(2)

Критерий Рейнольдса. Характеризует гидродинамику процесса вытеснения нефти и является мерой отношения сил инерции к силам вязкости;

Я/=

(3)

Критерий Слихтера-Лейбензона. Характеризует порометрические характеристики пласта, является мерой отношения сил давления к силам вязкости;

Н'е

(4).

Критерий Вебера. Характеризует меру отношения инерционных сил к силам межфазного натяжения на границе "газ-нефть";

Ж, =2, (5)

(6)

Р,

(7)

Р„

к (8)

Определяет порометрические характеристики пласта;

Является мерой отношения сил межфазного натяжения к силам давления.

'Л, (Ю)

Объединяя комплексы, получаем: 2-//„ р -[к а "

я -!,г'рг<:г- (1,)

где

V - скорость фильтрации, м/с; I. - длина модели пласта; Р - давление нагнетания, МПа;

—- - Е -- эквивалентный диаметр частиц.

¿ж.

г: - объемная доля частиц песка соответствующего диаметра. <1, - средний диаметр частиц песка, м; рн - плотность газоиасыщенной нефти; //„ - вязкость газонасыщенной нефти, м11а ■ с;

а - коэффициент межфазного натяжения на границе "газ-нефть", —;

м

г - коэффициент сжимаемости газа; рг - динамическая вязкость С02; рг - плотность газа, м3/кг.

Плотность нефти, насыщенной СОг, определяется по уравнению:

р = рт-0,1027/'ш+0,1407/-сш, (12)

где

Г-Р-(Р.-В)1'"

У = --— (13)

7 (1,8/ + 32) ' '

рт - плотность нефти при соответствующей температуре *, кг/м3; где

В - атмосферное давление, МПа;

Ра - давление насыщения нефти газом, определяемое по уравнению:

Я, =8,725-(—)мз-1() "" , (14)

Р„

где

Г - растворимость газа в нефти, м3/м\

р„ - плотность нефти при нормальных условиях, кг/м1;

т - абсолютная температура, К;

у - вязкость углеводорода, выраженная в0 АР1, определяемая по уравнению: 141,5

А1Ч= --'--131,5, (15)

Ч

где

г ~Р" Рш

Вязкость газопасыщенной нефти определяется из уравнения:

Мг=М>!,г-схрИ^-А')], (16)

где

""•■• •(,.";./•,•' (1?) Ь 1,52-10 \р. -750)м5• рРт, (18)

а = (19)

/г, - динамическая вязкость дегазированной неф™ при н.у., Па-с; /), - плотность газа, растворенного в нефти, кг/м1;

р„ - плотность дегазированной нефти при данных термобарических условиях, кг/м3.

Результаты опытов обработаны в виде обобщающей зависимости ц от критериев подобия (2-4,11) (рис. 17), которая может быть представлена в виде:

г) = 0,08■ Яе-2,52- ЙУ0,2533 -ЖеаА25 -я-0 025, (20)

Представленная зависимость позволяет обобщить 95 % экспериментальных' ' данных с погрешностью не более ] 7,3 %. ' /:

Зависимость получена путем обработки большого числа экспериментов, соответствующих следующему диапазону изменения параметров: •

• Ке от 10"4 до 0,04;

• 57 от 1,5-10"7ДО 1,2-10"5;

• \VeoT 5-10"° до 6 1(Г7

• к ОТ 7-10'гДО2,5-10"ю.

проницаемости модели пласта от 0,18 до 0,038 мкм2;

• вязкости нефти от 1 до 9,7 мПа ■ с;

• давления нагнетания от 7 до 12 МПа;

• температуры от 313 до 3 53 К.

1.0

0,0 -------------,----------------------------------------г -...............—,----------------—г------------------,----------------------1

0,0 0,1 0,2 0,3 0.4 0,5 0,6 0,7 0,8

Ке-г.».8Г0,2.«^е0,4И0.253

Рис. 17. Зависимость коэффициента вытеснения нефтеи от критериев подобия в интервале пропицаемостей до 0,038 мкм".

1-0,18 мкм2 313 К 7-12 МПа = ],2м11а-с; 2-0,18 мкм2 333 К 7-12 МПа [I - ],2мПа-с; 3-0,18 мкм2. 353 К 7-12 МПа ц - \2мЧа ■ с; 4-0,038 мт2 313 К 7,5-12 М11ац^\,2мПас; 5-0,038 мкм2 333 К 7,5-12 МПа /I = ],2мПа■ с; 6-0,038 мкм2.353 К 7,5-12 М11а^=\.2м11а-с; 7-0,18 мкм2 313 К 7-12 М11а_ц - 9,1м Па ■ с; 8-0,18 мкм2 333 К7-12 МПа /I - 9,1 мПа■ с; 90,18 мкм2 353 К 7-12 МПа // ~ 9,1 м11а ■ с; 10-0,038 мкм2_313 К 7,5-12 МПа_¡1 - 9,1 мПа■ с; ¡1-0,038 мим2 333 К 7,5-12 МПа II = 9,1 мГ1а■ с; 12-0,038мкм2^353 К 7,5-12 МПа // = 9,1м11а-с.

Выводы:

1. Создан экспериментальный стенд, позволяющий проводить исследование процесса вытеснения нефти СК С02 при термобарических условиях реальных пластов в интервале давлений до 20 МПа и температур до 500 К в широком интервале термобарических, физико-химических условий в пласте и режимных параметров вытесняющего агента, порометрических характеристик пласта;

2. Получены новые экспериментальные результаты по КВН в интервале давлений 7-12 МПа, температур 313-353 К, вязкостей нефти 1-9,7 мПа с, проницаемостей пласта 0,18-0,038 мкм2;

3. Получено обобщающее уравнение, описывающее гидродинамику процесса вытеснения нефти во всем исследованном интервале давлений, температур, вязкостей нефти и порометрических характеристик пласта.

Основное содержание диссертации опубликовано в работах:

Научные статьи, опубликованные в изданиях, рекомендованных

ВАК:

1. Радасв A.B. Влияние термобарических условий на коэффициент вытеснения высоковязкой нефти сверхкритическим диоксидом углерода в однородном пласте / Радаев A.B. [и др.] // Вестник Казанского государственного технического университета им. Туполева, 2010г.-Ж>.-С.87-90.

2. Радаев Л.В.Влияние термобарических условий в однородном пласте па вытеснение маловязкой нефти сверхкритическим диоксидом углерода / A.B. Радаев [и др.] // Сверхкритические флюиды: теория и практика. - М: Наука, 2009.-Т.4.-№ 3.- С. 7-15.

3. Радаев A.B. Экспериментальное исследование процесса вытеснения высоковязкой нефти сверхкритическим диоксидом углерода в широком диапазоне термобарических условий / A.B. Радаев [и др.] // Георесурсы, 2010.-№2.-С.32-34.

4. Радаев A.B. Вытеснение высоковязкой нефти сверхкритическим С02 в широком интервале термобарических условий / A.B. Радаев [и др.] // Нефтяное хозяйство, 2010.-№2.-С. 2-3.

5. Радаев A.B. Экспериментальная установка для исследования процесса вытеснения нефти при термобарических условиях реальных пластов с использованием свехкритических флюидных систем / A.B. Радаев [и др.] / Вестник Казанского технологического университета.- Казань: Изд-во Казан, гос. тсхнол. ун-та, 2009.-№ 3.- С. 96-102.

Работы, опубликованные в других изданиях:

6. Радаев A.B. Экспериментальный стенд для исследования процессов" фильтрации при термобарических условиях реальных пластов с использованием сверхкритических флюидов / A.B. Радаев [и др.] // «Проблемы тепломассообмена и гидродинамики в энергомашиностроении»: IV школа-семинар молодых ученых и специалистов под руководством академика РАН В.Е. Алемасова. -Казань, 2004 г. - С. 523-525.

7. Радаев А.В.Разработка новых технологий добычи и переработки природных битумов и высоковязкой нефти на основе утилизации промышленных выбросов диоксида углерода / A.B. Радаев [и др.] // «Ресурсоэффективность и энергосбережение»: Труды V Международного симпозиума.-Казань, 2004,- С. 453-460.

8. Радаев А.В.Экспериментальный стенд для исследования процессов фильтрации при термобарических условиях реальных пластов с использованием сверхкритических флюидов / A.B. Радаев [и др.] // «Ресурсоэффективность и энергосбережение»: Труды VI международного симпозиума. - Казань, 2005- С. 470- 473.

9. Радасв A.B. Экспериментальное исследование процесса фильтрации флюидов на модели нефтяного пласта / A.B. Радаев [и др.] // Материалы межвузовской научно-практической конференции студентов и аспирантов, посвященной 40-летию города Нижнекамска " актуальные проблемы образования, науки и производстса",-Нижнекамск, 2006.-С.93-94.

10.Радаев A.B. Экспериментальный стенд для физического исследования методов нефтедобычи с применением сверхкритического диоксида углерода / A.B. Радаев [и др.] // «Сверхкритические флюидные технологии: инновационный потенциал России»: III Международная научно-практическая конференция. - Ростов-на-Дону, 2006,- С. 29-35.

11. Радаев A.B. Экспериментальная установка для исследования процесса вытеснения высоковязких нефтей в широком интервале температур и давлений с использованием сверхкритических флюидов / A.B. Радаев [и др.] // «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов»: Международная научно-практическая конференция. - Казань, 2007 г.-С. 89-93.

12.Радаев А.В.Эксперимепталышя установка для исследования процесса вытеснения нефти при термобаричсских условиях реальных пластов с использованием сверхкритических флюидных систем / A.B. Радаев [и др.] // «Наноявления мри разработке месторождений углеводородного сырья: от шшомииералогии и ианохимии к нанотехнологиям»: I Научно-практическая конференция. - Москва, 2008 г.-С. 24-28.

13.Радаев A.B. Экспериментальное исследование вытеснения высоковязкой нефти с использованием сверхкритических флюидных систем / A.B. Радаев [и др.] II «Сверхкритические флюиды: фундаментальные основы, технологии, инновации»: V Международная научно-практическая конференция. - Суздаль, 2009.-

С. 18-25.

Соискатель

/A.B. Радаев/

Заказ ¿г«//

Тираж 150 экз.

Издательство Казанского государственного технологического университета, 420015, Казань, К. Маркса, 68

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА I.

Современные методы увеличения нефтеотдачи.

1.1. Физико-химические методы воздействия на пласт. 1.1.1 .Вытеснение нефти водой.

1.1.2. Потокоотклоняющие технологии.

1.2. Тепловые методы воздействия на пласт.

1.3. Газовые методы воздействия на пласт.

1.4. Экономика СОг-вытеснения нефти из однородных пластов.

1.5. Создание физической модели пласта.

1.5.1. Разработка конструкции физической модели пласта.

1.5.2. Методика обработки результатов экспериментов. Выводы.

ГЛАВА II.

Экспериментальная установка для исследования процесса вытеснения помощью сверхкритических флюидных систем.

2.1. Выбор метода исследования.

2.2. Экспериментальная установка.

2.2.1. Модель пласта.

2.2.2. Система поддержания и измерения давления.

2.2.3. Система поддержания и измерения температуры.

2.2.4. Система подачи и рециркуляции вытесняющего агента.

2.2.5. Система измерения расхода газа.

2.2.6. Система отбора и анализа проб.

2.2.7. Система насыщения пласта нефтью.

2.2.8. Сепаратор.

2.2.9. Гильза. нефти с

2.3. Подготовка модели пласта эксперименту.

2.3.1. Подготовка пористой среды.

2.3.2. Набивка модели пласта пористой средой.

2.4. Методика проведения эксперимента.

2.5. Результаты пробных опытов.

2.6. Оценка погрешности измерения.

2.6.1. Погрешность расчета плотности.

2.6.2. Погрешность измерения объема вытесненной нефти.

2.6.3. Погрешность измерения плотности модели нефти при нормальных условиях.

2.6.4. Погрешность измерения давления в модели пласта.

2.6.5. Погрешность измерения температуры в модели пласта. 91 Выводы.

ГЛАВА III.

Результаты исследования процесса вытеснения нефти СК С02 в однородном пласте.

3.1. Краткая характеристика объектов исследования

3.2. Вытеснение нефти вязкостью 1,2 мПа-сиз однородного пласта СК СО2 в широком диапазоне давлений, температур, проницаемостей пласта.

3.3. Вытеснение нефти вязкостью 9,7 мПа-с из однородного пласта СК С02 в широком диапазоне давлений, температур, проницаемостей пласта.

3.4. Обобщение результатов вытеснения нефти в широком диапазоне вязкости нефти, давлений, температур, проницаемостей пласта.

3.5.Сравнительный анализ технологической эффективности метода СК СО2-вытеснения и традиционных МУН. 118 ВЫВОДЫ. 126 ЗАКЛЮЧЕНИЕ. 127 СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ.

По данным специалистов к* настоящему времени в мире добыто 944 млрд. баррелей нефти, аг на разведанных месторождениях имеется 764 млрд. баррелей [1]. По прогнозам, если экономика будет развиваться с точки зрения потребления углеводородов такими же темпами, то до 2020 г. будет потреблено нефти около 700 млрд. баррелей, то есть все разведанные запасы. По данным института энергии в Лондоне ежегодные запасы нефти, открытые и утвержденные, снижаются на 4-6 % в год. Таким образом, после выхода на пик добычи к 2015-2020 гг. произойдет снижение темпов добычи нефти до 4 %. Снижение темпов добычи нефти можно существенно замедлить вовлечением в разработку месторождений трудноизвлекаемых запасов нефти (высоковязкие нефти, низкопроницаемые, высокообводненные коллекторы). Однако широко применяемые в нашей стране традиционные технологии вытеснения нефти - заводнение, паротепловое воздействие и потокоотклонение (более 90 % всей добываемой нефти приходится на эти методы) [2-6] не удовлетворяют новым лицензионным требованиям (коэффициент извлечения нефти - далее КИН более 25 %) и имеют пороговые ограничения [7,8]. Поэтому освоение месторождений трудноизвлекаемых запасов нефти требует разработки новых технологий добычи углеводородного сырья, которые позволили бы преодолеть ограничения, свойственные традиционным методам добычи нефти, увеличить КИН, и существенно сократить сроки выработки месторождения. Таковой является технология сверхкритического (СК) ССЬ-вытеснения, которая может применяться в широком диапазоне термобарических и физико-химических условий в пласте, а также на различных стадиях выработки месторождения. Термодинамические условия, существующие в нефтяном пласте, позволяют закачивать ССЬ в СК состоянии, что определяет преимущества его по сравнению с другими вытесняющими агентами. Следует иметь в виду, что разработка технологии применительно к конкретным нефтяным пластам существенно осложняется тем, что кроме высокой вязкости нефти, в широком диапазоне изменяются морфологические, физико-химические параметры породы, а недостаточно полный учет внутрипластовых условий приводит, как правило, к резкому снижению КИН по сравнению с прогнозируемым.

Максимальной надежности в оценке влияния указанных факторов можно достичь только путем создания моделей, отражающих процесс вытеснения нефти. Однако в настоящее время при всей актуальности проблема моделирования процессов фильтрации жидкостей через пористые среды для широкого спектра условий, определяющих их протекание, далека от разрешения. Это касается как математического, так и физического моделирования. Перспектива разрешения и значение обоих путей моделирования различны. Наибольшие сложности лежат на пути построения теоретических моделей фильтрации, что связано не только с многочисленностью необходимых для учета параметров, но и существованием ряда принципиальных неясностей: адекватно ли эти параметры отражают факторы, определяющие протекание процессов фильтрации и, в этой связи, достаточно ли их учета в рамках разрабатываемой модели. Физическое моделирование, хотя и имеет свои технические трудности, усложняющиеся по мере приближения к условиям реального пласта, в настоящее время служит единственным источником получения достоверной информации о процессах, происходящих при фильтрации флюидов в пласте. Важное значение эксперимента характерно для исследования многофазных течений.

В настоящее время постановка эксперимента строится на определенной теоретической основе. Все большее распространение получает применение методов подобия и размерностей, которые становятся основой экспериментальных исследований, а в ряде случаев используются при теоретическом рассмотрении. Основная причина этого заключается в том, что численные решения уравнений содержат эмпирические зависимости, применение которых основано на ряде допущений. В этом- случае эксперимент выступает не только как средство изучения элементарных процессов и получения опытных зависимостей, но зачастую как метод решения всей задачи путем воссоздания на модели процесса в целом. Опыт удается реализовать в более строгой постановке, чем это возможно при теоретическом рассмотрении, так как условия подобия и правила моделирования могут быть установлены путем анализа размерностей и не связаны с ограничениями, вводимыми при составлении уравнений.

Таким образом, в настоящей работе решалась задача разработки теоретических основ новой третичной технологии освоения трудноизвлекаемых запасов нефти с помощью СК С02 путем физического моделирования процесса вытеснения нефти СК диоксидом углерода и обработки результатов моделирования с помощью теории подобия с целью применения результатов опыта на реальных месторождениях.

Научная новизна работы:

1. Создана экспериментальная установка, позволяющая моделировать вытеснение нефти СК С02 в интервале давлений до 20 МПа, температур до 500 К, вязкостей нефти до 40 мПа-с, проницаемостей пласта до 0,005 мкм2;

2. Получены новые экспериментальные данные зависимости КВН в интервале давлений 7-12 МПа, температур 313-353 К, вязкостей нефти 1-9,7 мПа-с, проницаемостей пласта 0,18-0,038 мкм2;

3. Получено обобщающее уравнение, определяющее зависимость КВН от гидродинамики процесса вытеснения нефти и порометрических характеристик пласта.

Практическое значение работы: 1. Расширение фундаментальных знаний о процессах, происходящих в нефтяном пласте в широком интервале термобарических условий, физико-химических свойств вытесняемой нефти и вытесняющего флюида и порометрических характеристик пласта;

2. Проведение энерготехнологической оптимизации процесса вытеснения нефти;

3. Использование результатов настоящих экспериментальных исследований для проектирования нефтепромыслового оборудования.

Личный вклад автора в работу. Автором создана экспериментальная установка в соответствии с целями и задачами исследования; проведены экспериментальные работы, теоретически описаны результаты эксперимента.

Апробация работы:

Основные результаты диссертации доложены в рамках IV школы-семинара молодых ученых и специалистов под руководством академика РАН В.Е. Алемасова «Проблемы тепломассообмена и гидродинамики в энергомашиностроении» (Казань, 2004), V школы-семинара молодых ученых и специалистов под руководством академика РАН В.Е. Алемасова "Проблемы тепломассообмена и гидродинамики в энергомашиностроении" (Казань, 2006), V Международного симпозиума

Ресурсоэффективность и энергосбережение» (Казань, 2004), III Международной научно-практической конференции «Сверхкритические флюидные технологии: инновационный потенциал России» (Ростов-на-Дону, 2006), Международной научно-практической конференции "Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов" (Казань, 2007), IV Международной научно-практическая конференция «Сверхкритические флюиды: фундаментальные основы, технологии, инновации» (Казань, 2007), Конференции «Наноявления при разработке месторождений углеводородного сырья: от наноминералогии и нанохимии к нанотехнологиям» (Москва, 2008), XVII Международной конференции по химической термодинамике в России 11ССТ 2009, (Казань, 2009), V Международной научно-практической конференции «Сверхкритические флюиды: фундаментальные основы, технологии, инновации» (Суздаль, 2009).

На защиту выносятся следующие основные положения:

1. Новая экспериментальная установка и методика проведения экспериментальных исследований процесса вытеснения нефти сверхкритическим диоксидом углерода;

2. Новые экспериментальные результаты по КВН в широком интервале термобарических условий, проницаемости пласта и вязкости нефти;

3. Обобщающее уравнение, определяющее зависимость КВН от гидродинамики процесса вытеснения нефти и порометрических характеристик пласта.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, выводов, заключения, библиографического списка из 95 источников и приложения. Общий объем работы составляет 138 страниц, в том числе, 21 таблица и 48 рисунков.

ВЫВОДЫ:

1. Впервые получены новые экспериментальные данные по вытеснению нефтей СК С02 в интервале давлений 7-12 МПа, температур 313-353 К, вязкостей нефти 1-9,7 мПа-с, проницаемостей пласта 0,18-0,038 мкм2. Результаты опытов свидетельствуют о кратном обеспечении современных лицензионных требований по КИН с помощью предлагаемой технологии СК С02-вытеснения.

2. Получены результаты изотермах 313-353 К на керосине, которые могут лечь в основу проектирования нефтепромыслового оборудования для освоения запасов маловязкого углеводородного сырья;

3. Получены результаты на изобаре 7,5 МПа на трансформаторном масле, которые могут лечь в основу проектирования нефтепромыслового оборудования для освоения запасов углеводородного сырья высокой вязкости.

4. Предложено обобщающее уравнение, описывающее гидродинамику процесса вытеснения нефти во всем исследованном интервале давлений, температур, вязкостей нефти и порометрических характеристик.

5. Проведен сравнительный анализ технологической эффективности традиционных методов увеличения нефтеотдачи и предлагаемой технологии СК С02-вытеснения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ:

Проведен сравнительный анализ существующих на сегодняшний день методов увеличения нефтеотдачи. Показано, что существующие традиционные технологии увеличения нефтеотдачи имеют пороговые ограничения, ограничивающие их применение на месторождениях, содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти. Установлено, что технология СК С02-вытеснения позволяет преодолеть пороговые ограничения и может применяться в широком интервале термобарических, физико-химических условий в пласте и режимных параметров вытесняющего агента, порометрических характеристик пласта и на любой стадии разработки месторождения.

С целью создания теоретических основ третичной технологии вытеснения трудноизвлекаемых запасов нефти в настоящей работе создана экспериментальная установка, позволяющая проводить исследования процесса вытеснения нефти в широком интервале термобарических, физико-химических условий в пласте и режимных параметров вытесняющего дгента, порометрических характеристик пласта. Разработана методика проведения экспериментальных исследований процесса вытеснения нефти сверхкритическим диоксидом углерода.

Проведен комплекс исследований по КВН для нефтей различной вязкости в широком интервале давлений, температур, вязкостей нефти и проницаемостей пласта. Выявлено влияние термобарических условий, физико-химических свойств нефти и порометрических характеристик пласта на КВН.

Дальнейшее развитие экспериментальных и теоретических исследований, по мнению автора, должно быть направлено на развитие технологии водогазового воздействия, позволяющего значительно сократить затраты СК С02 и повысить технологическую эффективность и экономичность процесса вытеснения нефти.

1. Баталии Ю.П. Концепция создания промышленности в Восточной Сибири / Ю.П. Баталин // Нефтяное хозяйство.- 1999.- №1.- С. 12-15.

2. Сургучев M.JI. Характеристика избирательной фильтрации в неоднородной пористой среде / M.JI. Сургучев, В.А. Шевцов // НТС ВНИИ по добыче нефти.-1972.-Вып. 50. С. 23-28.

3. Желтов Ю.В. Основные направления рационализации разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти / Ю.В. Желтов и др. // Тр. ВНИИ "Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти".-1997.- Вып. 19.- С. 56-69.

4. Фаткуллин A.A. Значение газовых методов в освоении трудноизвлекаемых запасов нефти / A.A. Фаткуллин // Нефтяное хозяйство.-2000.-№1.- с. 32-35.

5. Девликамов В.В. Влияние градиента давления на вытеснение нефти с аномальными свойствами // В.В. Девликамов и др. // Нефтяное хозяйство.-1981.-№8.-с.48-50.

6. Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов / M.JI. Сургучев.- М.: Недра, 1985.- 313 с.

7. Антониади Д.Г. Научные основы разработки нефтяных месторождений термическими методами / Д.Г. Антониади. М.: Недра, 1995.-313 с.

8. Проблемы повышения нефтегазоотдачи пластов // Материалы VIII пленума Центрального правления НТО НГ. Москва, 18 февраля 2002.

9. Кундин С.А. Исследование на моделях нефтеотдачи при вытеснении газированной нефти водой / С.А. Кундин // Нефтяное хозяйство.-1959.- №11.- с. 54-58.

10. Разработка физической модели вытеснения нефти из карбонатных коллекторов: отчет о НИР. 1990.-98 с.

11. Кожабергенов М.М. Обоснование эффективных технологий доизвлечения остаточной нефти из обводненных пластов на примере XIII горизонта месторождения Узень: автореф. дис. к. техн. наук / М.М. Кожабергенов.-М., 2006.- с. 23.

12. Кудинов В.И. Применение новых технологий разработки высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах / В.И. Кудинов и др. // Нефтяное хозяйство.- 1998.-№3.- с.30-34.

13. Газизов А.Ш. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения вод в пластах // А.Ш. Газизов, A.A. Газизов.-М.: ООО "Недра Бизнесцентр", 1999.-285 с.

14. Homayoni М. Enchanced oil recovery using steam injection / M. Homayoni, 2000.

15. Ленченкова Л.Е. Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти физико-химическими методами: автореф. дис. . д-ра техн. наук / Л.Е. Ленченкова.- Уфа, 2002.- 49 с.

16. Карпов В.Б. Результаты применения инновационной технологии ОАО "Ритэк" на нефтяных месторождениях Султаната Оман /В.Б. Карпов, H.H. Лемешко // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.- 2003.- №8.- с. 45-48.

17. Михайлов H.H. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов» / H.H. Михайлов.- М.: Недра, 1999.- 270 с.

18. Михайлов H.H. Физико-геологические проблемы доизвлечения остаточной нефти из заводненных пластов / H.H. Михайлов // Нефтяное хозяйство.- 1997.-№11.- с. 14-18.

19. Мирчинк М.Ф. Физико-геологические проблемы повышения нефтегазоотдачи пластов / М.Ф. Мирчинк.- М.: Недра, 1975.- 233 с.

20. Булаев В.В. Обоснование технологических решений нетрадиционного заводнения залежей высоковязкой нефти: автореф. дис. . кан. техн. наук / В.В. Булаев.- М., 2006.- 24 с.

21. Лобанов Ф.И. Получение акриловых полимеров с заданными свойствами для повышения эффективности разработки месторождений / Ф.И! Лобанов, В.В. Минибаев // Интервал.- 2006.- №6.- с. 71-73.

22. Аюпов А.Г. Композиционные полимерные составы для повышения нефтеотдачи пластов с высокой степенью обводненности / А.Г. Аюпов'дА.В. Шарифуллин, В.Г. Козин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений,- 2005.- №2.- с. 41-45.

23. Швецов И.А. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и перспективы / И.А. Швецов, В.М. Мамырин.- Самара, 2000.- 350 с.

24. Хлебников В.Н. Коллоидно-химические процессы в технологиях повышения нефтеотдачи.- автореф. дис. . д-ра техн. наук / В.Н. Хлебников, 2005.-Казань.-48 с.

25. Шакиров А.Н. Реагент КС-6 для повышения добычи нефти / А.Н. Шакиров, В.Г. Козин // Нефтяное хозяйство.- 2002.- №9.- с. 64-66.

26. Акулынин A.A. Исследование вытеснения нефти из трещиновато-порового пласта с использованием полимера ПОЛИКАР / A.A. Акулыпин // Нефтяное хозяйство.- 2000.- №6.- с. 36-38.

27. Власов С.А. О возможном механизме повышения нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений, разрабатываемых в режиме заводнения / С.А.

28. Власов, А.А. Акулынин, Я.М. Коган // Нефтяное хозяйство.- 2005.- №2.- с. 71-73.

29. Tanzil, D., Hirasaki, G. J. and Miller, C. A.: 2002, Mobility of foam in heterogeneous porous media: flow parallel and perpendicular to stratification, Soc. Petrol. Eng. J. 7, 203-212.

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

31. Ибатуллин P.P. Применение современных микробиологических технологий увеличения нефтеотдачи на объектах НГДУ "Лениногорскнефть" // P.P. Ибатуллин.- Нефтяное хозяйство.- 2005.- №7.- с. 42-45.

32. Бурже Ж. Термические методы нефтеотдачи пластов / Ж. Бурже и др. М: Недра, 1988.- 421 с.

33. Meldau R.F. Gas steam injection in heavy oil wells / R.F. Meldau // SPE paper 8911.- Annual California regional meeting, Los Angeles, California,- 1980, apr. 9-11.

34. Hong K.C. Effect of non-condensible gas injection on oil recovery by steam flooding / K.C. Hong, J.W. Ault // SPE-paper 11707.- Annual California regional meeting, Ventura, California.- 1983.- march 23-25.

35. Pursley S.A. Experimental study of thermal recovery process; presented at Maracarbo, Heavy oil Symp.- 1974,-july.

36. Metwally M. Effect of gaseous additives on steam process for Lindberg field, Alberta / M. Metwally // Journal of Canada Petroleum Technology .- 1990.-vol. 29.- № 6.

37. Буторин О.И. Обобщение экспериментальных исследований по определению эффективности применения газового и водогазового воздействия на пласт / О.И. Буторин, Г.Н. Пияков // Нефтепромысловое дело.- 1995.- № 8-10.- с. 54-59.

38. Макатров А.К. Физическое моделирование водогазового воздействия на залежи нефти в осложненных горно-геологических условиях автореф. дис. к-та техн. наук / А.К. Макатров.- Уфа, 2006.- 24 с.

39. Великовский А. Нагнетание жирного газа в пласт для повышения нефтеотдачи / А.С. Великовский, В.П. Терзи // Нефтяное хозяйство.-1960.-№11.-С. 32-35.

40. Закс C.J1. Увеличение нефтеотдачи пласта путем перевода нефти газовую фазу. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Материалы всесоюзного совещания НТС МНП, Гостоптехиздат, 1955 г.

41. Капелюшников М.А. Исследование критических условий в системе нефть- газ и влияние их на породу пласта. Труды совещания по развитию научно-исследовательских работ в области вторичных методов добычи нефти. Изд. АН АзербССР, 1953 г.

42. Великовский А.С. Вытеснение нефти из пластов сжиженным газом / А.С. Великовский, В.П. Терзи // Нефтяное хозяйство, 1967.-№9.-С. 18-25.

43. U.S. pat. 5,725,054. Enhancement of residual oil recovery using a mixture of nitrogen or methane diluted with carbon dioxide in a single-well injection process.

44. Лейк Л. Основы методов увеличения нефтеотдачи / Л. Лейк; пер. с англ., 2004.- 449 с.

45. Розенберг' М.Д. Многофазная многокомпонентая фильтрация при добыче нефти и газа / М.Д. Розенберг, С.А. Кундин.-М: Недра, 1976.- 335 с.

46. Wu R.S. Evaluation of miscibility from slim tube tests / R.S. Wu, J.R. Batycy // Journal of Canadian petroleum technology.-1990.-Vol.29, №6.-pp. 6370.

47. Suat Bagci A. An investigation of WAG process using a horizontal wells. Energy Sources, Part A., 28: 549-558, 2006.

48. Кристеа H. Подземная гидравлика.- T.l.-M: Гостоптехиздат, 1962.-491 с.

49. Пирвердян A.M. Физика и гидравлика нефтяного пласта / A.M. Пирвердян. М: Наука, 1982.-192 с.

50. Лейбензон JI.C. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде / Л.С. Лейбензон.-Л: ОГИЗ, 1947.-245 с.

51. Хавкин А .Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами / / А.Я. Хавкин.- МО МАНПО, 2000.-525 с.

52. Гольф-Рахт ,Т. Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов / Т.Д. Гольф-Рахт. М: Недра, 1986.-606 с. ■

53. Эфрос Д.А. Исследование фильтрации неоднородных систем // Д.А. Эфрос.- Л: Гостоптехиздат, 1963.-349 с.

54. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта / Ш.К. Гиматудинов. М: Недра, 1971.-312 с.

55. Гриценко А.И. Компонентоотдача пласта при разработке газоконденсатных залежей / А.И. Гриценко, В.А. Николаев, P.M. Тер-Саркисов.- М: Недра, 1995.-264 с.

56. Бриджмен П. Анализ размерностей / П. Бриджмен.- Ижевск: НИЦ "Регулярная и хаотичная динамика" , 2001.-148 с.

57. Седов Л.И. Методы подобия и размерностей в механике / Л.И. Седов.-М: Наука, 1977.-440 с.

58. Щел качев; В ЛШодземиая; гидравлика / В ;Н; Щелкан ев, Б. Б; Лапу к,, М:: РХД, 2001.-1473 с. . . ' •

59. Mohsin Ai-Jarba. А\ compration study of the CO^-oil physical propeties HteraUire correlations accuracy using visual basic modelling tecnique / Oil and: Gas.; Business, 2009:

60. Tzimas E. Enhanced oil recovery usin carbon dioxide in the European Energy System / E.Tzimas, A. Georgakaki.- European Communities, 2005.

61. Брот P.А. Определение реофизических параметров газонасыщенных нефтей / Р.А. Брот, О.Е. Кутуков // Нефтегазовое дело, 2005.-c.2-12!

62. Голубев И.Ф. Вязкость газовых смесей. Государственная служба стандартных и справочных данных // И.Ф. Голубев, H.E. Гнездилов-издательство государственного комитета стандартов. М: 1971 .-319 с.

63. Абасов М.Т. Капиллярные явления и нефтеотдача / М.Т. Абасов, Н.Д. Таиров, Д.Ш. Везиров, Ф.Г. Керимов.- Баку: Элм, 1987.-148 с.68; Рид Р., Ираусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и; жидкостей. Л; "Химия". 1982.592 С.

64. Льюис У. Химия коллоидных и аморфных веществ. Пер. с англ. / У. Льюис, Л. Снуайрс, Дж. Брутон.- М: Государственное издание иностранной литературы, 1948.-536 с.

65. Григорьев Б.А. Теплофизические свойства и фазовые равновесия газовых конденсатов и их фракций / Б .А., Григорьев, А. А. Герасимов,, Г.А. Ланчаков, М: МЭИ, 2007.-344 с. ;

66. Радаев А.В.Влияние термобарических условий в однородном* пласте на вытеснение маловязкой нефти сверхкритическим диоксидом углерода / А.В. Радаев и др. II Сверхкритические флюиды: теория и практика. М: Наука,2009.-Т.4.-№ 3.- С. 7-15.

67. Радаев А.В! Экспериментальное исследование процесса вытеснения высоковязкой нефти сверхкритическим диоксидом углерода в широком диапазоне термобарических условий- / А.В: Радаев и др. // Георесурсы,2010.-№2.-С.32-34.

68. Радаев A.B. Вытеснение высоковязкой нефти сверхкритическим СОг в широком интервале термобарических условий / A.B. Радаев и др. // Нефтяное хозяйство, 2010.-№2.-С. 2-3.

69. Радаев A.B. Экспериментальное исследование процесса фильтрации при термобарических условиях реальных пластов с использованиемсверхкритических флюидов / A.B. Радаев и др. // Научная сессия КГТУ. -Казань, 1-4 февраля, 2006 г.

70. Радаев A.B. Установка для исследования процесса фильтрации при термобарических условиях реальных пластов с использованием сверхкритических флюидов / A.B. Радаев и др. // Научная сессия КГТУ. -Казань, 1-4 февраля, 2005 г.

71. Радаев A.B. Извлечение битумов и высоковязких нефтей с использованием сверхкритических флюидов / A.B. Радаев, Мухамадиев A.A., Д.Г. Амирханов, А.Н. Сабирзянов, Ф.М. Гумеров // Научная сессия КГТУ. -Казань, 1-4 февраля, 2004 г.

72. ГОСТ 14249-89. Сосуды и аппараты высокого давления. Нормы и методы расчета на прочность.

73. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях.

74. Oit F.M. Carbon dioxide flooding for enchanced oil recovery: promise and problems // F. M. Orr, J.P. Heller, J.J. Tuber // JACCS.- 1982.- № 10.- vol. 59.-P. 810-817.

75. Новицкий П.В., Зограф И.А. Оценка погрешностей результатов измерений. JI. «Энергоатомиздат», 1985. 248 с

76. Зайдель А.И. Погрешность измерений физических величин. J1. «Наука». 1984. 112 с.

77. Гуревич И.Л. Технология нефти. 4.1. / И.Л. Гуревич.- Гостоптехиздат, 1952.-426 с.

78. Таиров Н.Д. Влияние давления и температуры на молекулярные явления и капиллярные эффекты // Н.Д. Таиров.- Баку: Элм, 1976.-93 с.

79. АКТ О ВНЕДРЕНИИ " результатов работы Радаева А. В. «Термодинамика процесса вытеснения трудноизвлекаемых запасов нефти сверхкритическим диоксидом углерода».

80. Главный геолог ЗАО «Селенгушнефть» ^ Ф.И. Мифтахов