Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование применения теплового воздействия совместно с углеводородными растворителями для разработки залежей тяжелых нефтей

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование применения теплового воздействия совместно с углеводородными растворителями для разработки залежей тяжелых нефтей"

На правах рукописи □03482984

РАХИМОВА ШАУРА ГАЗИМЬЯНОВНА

ИССЛЕДОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ СОВМЕСТНО С УГЛЕВОДОРОДНЫМИ РАСТВОРИТЕЛЯМИ ДЛЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЕЙ

Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений»

1 2 ?рпд

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Бугульма - 2009

003482984

Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть» им. В.Д.Шашина.

Научный руководитель

доктор технических наук, академик АН РТ Ибатуллин Равиль Рустамович

Официальные оппоненты: доктор технических наук

Мусабиров Мунавир Хадеевич

кандидат технических наук Янгуразова Зумара Ахметовна

Ведущее предприятие:

ООО Научно-производственное объединение "Нефтегазтехнология" (г. Уфа)

Защита состоится 26 ноября 2009 г. в 14 часов на заседании диссертационного совета Д 222.018.01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М.Джалиля, д. 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Татарского научно-исследовательского и проектного института нефти. Автореферат разослан 24 октября 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного /1

совета, кандидат технических наук И.В Львова

Актуальность проблемы.

Важнейшей составляющей сырьевой базы нефтяной отрасли не только России, но и ряда других нефтедобывающих стран мира являются запасы тяжелых и сверхвязких нефтей. По оценкам специалистов, мировые запасы их оцениваются в 810 млрд. тонн, что почти в пять раз превышает остаточные извлекаемые запасы нефтей малой и средней вязкости, составляющие 162,3 млрд. тонн.

Высокий ресурсный потенциал данного вида углеводородного сырья обуславливает тот факт, что его разработке нефтяные компании уделяют все большее внимание. К настоящему времени среднегодовая суммарная добыча таких нефтей в мире приближается к 500 млн. тонн, а накопленная добыча превышает 14 млрд. тонн.

На территории республики Татарстан имеются большие запасы тяжелых нефтей. Всего выявлено более 450 залежей преимущественно в отложениях пермской системы. Из них запасы двух месторождений - Мордово-Кармальского и Ашальчинского - разрабатываются в опытно-промышленном режиме.

Проведенные в республике Татарстан исследования и опытно-промышленные работы по изысканию методов извлечения тяжелых нефтей показали перспективность и рентабельность разработки залежей битуминозных пород с применением тепловых методов.

Все тепловые методы имеют ограничения в применении, связанные с геолого-физическими характеристиками залежей тяжелых нефтей, такими как высокая водонасыщенность или наличие подошвенной воды, вертикальная трещиноватость, низкая пористость и низкая теплопроводность. В коллекторах, где толщина пластов относительно небольшая (менее 15 метров), потеря тепла в перекрывающих, и подстилающих породах делает добычу с помощью тепловых методов экономически невыгодной. В качестве альтернативы парогравитационному режиму для таких коллекторов R. Butler и I. Mokrys

предложили так называемый УАРЕХ метод, при котором осуществляется закачка растворителя в пласт в режиме гравитационного дренажа.

Известна закачка углеводородных газов (парафиновых растворителей), таких как метан, пропан, бутан и их смеси под высоким давлением. Этот метод требует наличия поблизости источника углеводородных газов и высокотехнологичного оборудования для их закачки.

Месторождения тяжелых нефтей и битумов Республики Татарстан характеризуются малой глубиной залегания продуктивного пласта (менее 100 м) и низкими пластовыми давлениями. В таких условиях закачка углеводородных газов под высоким давлением в качестве растворителей неприемлема. Наиболее подходящими растворителями для вытеснения тяжелых нефтей и битумов, содержащихся в слабоцементированных песчаниках уфимского яруса, являются углеводородные жидкости (углеводородные растворители), которые эффективно снижают вязкость нефти и увеличивают ее подвижность.

Для разработки трудноизвлекаемых запасов тяжелых нефтей и битумов требуются новые комплексные методы, позволяющие использовать, например, преимущества теплового воздействия и эффективность закачки углеводородных растворителей. Поэтому для повышения эффективности разработки тяжелых нефтей и битумов становится актуальной задачей изучение применения теплового воздействия совместно с углеводородными растворителями.

Цель работы. Повышение эффективности разработки залежей тяжелых нефтей за счет применения теплового воздействия совместно с углеводородными растворителями.

Основные задачи исследований:

Анализ и обобщение результатов теоретических и экспериментальных исследований в области применения углеводородных растворителей для разработки трудноизвлекаемых запасов тяжелых нефтей.

Проведение экспериментальных исследований физико-химических и

вязкостных свойств тяжелых нефтей Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений, содержащихся в песчаниках шешминского горизонта уфимского яруса, в присутствии различных углеводородных растворителей в широком интервале температур. Теоретическое обоснование выбора растворителя для указанных нефтей на основе статистической обработки полученных результатов.

Исследование зависимости эффективности вытеснения тяжелой нефти при паротепловом воздействии совместно с углеводородными растворителями от способа закачки растворителя и содержания его в композиции в широком температурном интервале.

Разработка технологического процесса выработки залежей трудноизвлекаемых запасов тяжелых нефтей Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений совместно с углеводородными растворителями.

Методика исследований. Решение поставленных задач основано на анализе и обобщении результатов теоретических и экспериментальных работ в области применения углеводородных растворителей для разработки трудноизвлекаемых запасов тяжелых нефтей, промысловых исследованиях, лабораторных экспериментах на основе физического моделирования теплового воздействия совместно с растворителями, использования статистических методов обработки данных.

Научная новизна диссертационной работы:

1. Получена статистически значимая зависимость коэффициента вязкости тяжелой нефти Ашальчинского месторождения при скорости сдвига 146 с"1 от содержания углеводородных растворителей в интервале температур от 8 °С до 90 °С.

2 Установлена зависимость величины коэффициента вытеснения тяжелой нефти от объема закачанного растворителя, составляющего от 10 % до 30 % от объема пор, в диапазоне температур от 70 °С до 150 °С.

3. Научно обоснованы критерии применимости углеводородных растворителей для совместного применения с теплоносителями при разработке

запасов тяжелых нефтей Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений.

4. Установлено, что при применении теплового воздействия совместно с углеводородными растворителями увеличение температуры до 150 °С влияет на величину первичного коэффициента вытеснения нефти паром, а увеличение объема растворителя до 30 % от объема пор на величину конечного коэффициента вытеснения нефти.

Основные защищаемые положения:

1. Статистические модели зависимости коэффициента вязкости тяжелой нефти от типа и содержания растворителя в широком температурном интервале.

2. Статистические модели зависимости коэффициента вытеснения тяжелой нефти от объема растворителя при различных температурах.

3. Технологические процессы разработки залежей тяжелых нефтей Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений при применении теплового воздействия совместно с углеводородными растворителями.

Практическая значимость работы. В ходе научных исследований выработаны критерии выбора углеводородного растворителя для совместного применения в технологиях паротеплового воздействия.

Определены оптимальные объемы оторочки растворителя при совместном применении с тепловым воздействием.

Рекомендованы составы растворителей и способ закачки растворителя и теплоносителя.

Разработаны статистические модели, позволяющие прогнозировать коэффициент вязкости и фильтрационные свойства тяжелых нефтей Ашальчинского месторождения при изменении объемов закачки и типа растворителя в широком температурном интервале.

Результаты проведенных в работе теоретических, лабораторных и промысловых исследований легли в основу рекомендаций по отчету "Разработка технологии паротеплового воздействия в композиции с

растворителями". Разработаны варианты технологического процесса паротеплового воздействия в композиции с растворителями. Разработан руководящий документ РД 153-39.1-604-08.

Разработана схема закачки теплоносителя и углеводородного растворителя.

Промысловые испытания разработанной технологии проводятся на опытном участке скважины № 97 Мордово-Кармальского месторождения.

По двум техническим решениям, предложенным при выполнении работы, получены положительные решения о выдаче патента на изобретение от 27.08.09 по заявке № 2008133830 "Способ разработки залежи высоковязкой нефти" и на полезную модель от 02.07.09 по заявке № 2009122155 "Система для закачки теплоносителя и углеводородного растворителя".

Апробация работы. Основные результаты, изложенные в диссертационной работе, докладывались на:

- IV Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия» (Москва, июнь 2008 г.);

- Международной научно-практической конференции «Актуальные проблемы поздней стадии освоения нефтегазодобывающих регионов» (Казань, сентябрь 2008 г.);

- совещании специалистов ОАО "Татнефть" по вопросу "Разработка высоковязких нефтей и природных битумов", г. Нурлат, апрель 2009 г.;

- Международной научно-практической конференции "Нефтегаз-переработка-2009", Уфа, май 2009;

- II Международном научном симпозиуме "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов" Москва, 15-16 сентября 2009 г.

Публикации. Основные положения диссертационной работы изложены в 8 публикациях, в т.ч. в 3 статьях из списка научных журналов, рекомендованных ВАК РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, библиографического списка из 126

наименований и содержит 134 страницы машинописного текста, 21 рисунок и 31 таблицу.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении содержится общая характеристика работы, обоснована её актуальность, указаны цели диссертационной работы, научная новизна и её практическая значимость.

В первой главе приводится обзор методов добычи тяжелых нефтей, осуществляемых при тепловом воздействии на пласт. Основы их применения были заложены такими учеными как P.M. Абдулхаиров, И.Д Амелин, Д.Г. Антониади, Н.К. Байбаков, К.С. Басниев, P.M. Батлер, A.A. Боксерман, Ж. Бурже, А.Р. Гарушев, Я. Гейтс, Р.Н. Дияшев, С.А. Жданов, Ю.П. Желтов, А.Б. Золотухин, P.P. Ибатуллин, В.И. Кудинов, Г.Е. Малофеев, Р.Х. Муслимов, JI.M. Рузин, И.А. Чарный, Р.Т. Фазлыев, Фарук Али, Ж Фогель, Э.Б. Чекалюк, З.А. Янгуразова и др.

В связи с трудностями, возникающими при разработке битуминозных песков с помощью методов теплового воздействия, для повышения подвижности тяжелых нефтей было предложено дополнительно использование растворителей. Основы их применения и методы расчета параметров были изложены в работах P.M. Батлера, К.И. Веревкина, А. Гатека, Я. Гейтса, С. Гитганса, И.Ф. Глумова, С. Гупты, Н.Ф. Дорощука, К. Джианга, П.И. Забродина, Т.Р. Ибатуллина, Г. Киссела, Г. Лима, Т.М. Мамедова, И. Мокриса, Д. Неннингера, H.JI. Раковского, Г.В. Романова, З.Г. Сайфуллина, М.И. Старшова, Фарука Али, А.Х. Фаткуллина, Т. Фраунфельда, P.C. Хисамова, М.Р. Якубова и др.

Как уже указывалось к числу способов добычи тяжелых нефтей и битумов с использованием растворителей относится VAPEX метод (vapor extraction process). Кроме классического VAPEX метода появились различные модификации с использованием растворителей, такие как SAP, SAVEX, BUTEX, LASER, направленные на повышение эффективности пароциклического воздействия, отличающиеся друг от друга стадией введения

растворителя и его объемами.

В результате обзора отечественной и зарубежной научно-технической и патентной литературы были сделаны следующие выводы:

применение растворителей для извлечения тяжелых нефтей существенно повышает эффективность вытеснения нефти за счет снижения её вязкости;

перспективным направлением совершенствования теплового воздействия является совместное применение его с углеводородными растворителями.

В итоге на основе анализа литературных и патентных источников сформулированы задачи исследований диссертационной работы.

Во второй главе представлены результаты исследований физико-химических свойств углеводородных растворителей и вязкостных характеристик тяжелых нефтей Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений в присутствии указанных растворителей.

С целью выбора подходящего растворителя для применения совместно с тепловым воздействием в работе исследованы физико-химические свойства следующих растворителей: "МИА-пром", кичуйский нестабильный бензин, абсорбент Н, девонская нефть, нефрас 120/200, смесовый растворитель МС-50, нефрас 130/150, нефрас 150/200, нефрас 150/330, дистиллят 30/215, дизельное топливо, абсорбент А-2, печное топливо, абсорбент 50/370.

В работе проведены исследования влияния углеводородных растворителей на способность снижать межфазное натяжение на границе раздела "тяжелая нефть/вода".

Установлено, что наиболее эффективно снижает межфазное натяжение на границе нефть/вода растворитель нефрас 150/200, который представляет собой смесь предельных и ароматических углеводородов.

В работе изучена коррозионная активность нефтяных растворителей с использованием гравиметрического метода, применяемого в нефтяной промышленности для подбора и оценки ингибиторов коррозии.

Экспериментально установлено, что рассмотренные нефтяные растворители обладают высоким защитным эффектом по отношению к нефтяному оборудованию, что очень актуально для паротеплового воздействия, при котором из-за высоких температур возрастает скорость коррозии металла.

Критерием для оценки растворителя с точки зрения способности образовывать стабильные однородные смеси с определенным продуктом является растворяющая способность. В работе проведены лабораторные исследования растворяющей способности нефтяных растворителей методом экстракции тяжелой нефти из битуминозного песчаника уфимского яруса. Результаты по определению растворяющей способности различных растворителей относительно тяжелой нефти Ашальчинского месторождения представлены на рисунке 1.

Установлено, что самой низкой растворяющей способностью обладает растворитель дистиллят (4,67 %), а самый высокий показатель имеет растворитель нефрас 150/330 (15,10 %). Остальные исследованные растворители, кроме дизельного топлива, обладают хорошими растворяющими способностями с близкими значениями.

Определено влияние температуры на растворяющую способность растворителя методом экстрагирования образца битуминозной породы при температурах 25 °С и 90 °С. В исследуемом образце битуминозного песчаника при воздействии растворителем повышенной температуры (90 °С) снизилось содержание асфальтенов в 1,7 раза и содержание смол - в 1,3 раза по сравнению с действием растворителя при температуре 25 °С (рисунок 2).

Установлено, что растворяющая способность растворителя по отношению к тяжелой нефти с ростом температуры увеличивается.

Изучен процесс осаждения асфальто-смолистых веществ, которые являются основной причиной аномальной вязкости тяжелых нефтей, на примере нефтей Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений. Из всех исследованных растворителей образование осадка асфальто-смолистых веществ наблюдается в растворе Мордово-Кармальской нефти в дистилляте и в растворе Ашальчинской нефти в печном топливе.

■ 25*С ■90'С

Рисунок 2 - Остаточное содержание смол и асфальтенов в породе после

экстракции растворителем при разных температурах. В таблице 1 приведено количественное содержание осажденных асфальто-смолистых веществ в указанных растворителях. Количество

выпавших асфальто-смолистых веществ Ашальчинской нефти в печном топливе на порядок ниже, чем в дистилляте.

Таблица 1 - Оценка осаждаемости асфальто-смолистых веществ тяжелых

Растворитель Мордово-Кармальская нефть Ашальчинская нефть

Оптическая плотность при Х=540нм Наличие асфаль-тенов, % Оптическая плотность при Х=540нм Наличие асфаль-тенов, %

Толуол (для сравнения) 0,318 нет 0,169 нет

Печное топливо 0,295 нет 0,208 0,34

Дистиллят 0,187 4,3 0,154 6,2

Установлено, что все исследованные нефтяные растворители, кроме дистиллята, применимы в технологиях паротеплового воздействия для разработки тяжелой нефти Мордово-Кармальского и Ашальчинского месторождений. В случае применения растворителя печное топливо для разработки месторождения Ашальчинской нефти надо учесть геолого-физические характеристики предполагаемых участков и не применять его для низкопроницаемых коллекторов.

Исследовано влияние растворителей на устойчивость водонефтяных эмульсий, образующихся с Ашальчинской и Мордово-Кармальской нефтями в присутствии растворителей "МИА-пром", нефрас-150/330, абсорбент-А-2 при температурах 20 °С и 95 °С. Время наблюдения за эмульсиями при 95 °С составило 8 часов, а при температуре 20 °С в течение суток.

Установлено, что все изученные нефтяные растворители при температуре 95 °С ускоряют процесс разрушения водонефтяных эмульсий, приготовленных на основе тяжелых нефтей указанных месторождений (рисунок За).

Выявлено, что скорость разрушения эмульсий при температуре 20 °С. намного ниже, чем при высоких температурах, но все же превышает скорость разрушения контрольных водонефтяных эмульсий, не содержащих растворитель (рисунок 36).

контроль п.топливо нефрас150/330 миапром абсорбент А-2

[¡ШАшальчинская нефть ИМ-Кармальская нефть]

Рисунок За - Влияние растворителей на стойкость нефтяных эмульсий при температуре 95 С.

контроль нефрас150/330 п.топливо миапром абсорбент А-2

¡ИАшальчинская нефть ИМордово-Кармальская нефть!

Рисунок 36 - Влияние растворителей на стойкость эмульсий при температуре 20 °С.

На основе проведенных исследований выработаны критерии применимости углеводородных растворителей для разработки тяжелых нефтей совместно с тепловым воздействием. Растворители должны обладать следующими характеристиками: высокой растворяющей способностью относительно тяжелых нефтей, способностью снижать межфазное натяжение на границе раздела "тяжелая нефть-вода", низкой коррозионной активностью по отношению к нефтяному оборудованию, отсутствием осаждаемости асфальто-смолистых веществ тяжелых нефтей в данном растворителе, способностью снижать устойчивость водонефтяных эмульсий.

В диссертационной работе разработаны статистические модели расчета коэффициента вязкости тяжелой нефти Ашальчинского месторождения в зависимости от типа и содержания растворителя в широком температурном интервале. Величины динамической вязкости нефтей Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений, содержащих растворители, определялись на реовискозиметре Ш1еотаЫ80 (фирма МеШег, Швейцария).

Для расчетов был проведен многофакторный анализ и построена корреляционная матрица по следующим показателям: тип растворителя, вязкость раствора нефти и растворителя, содержание (концентрация) растворителя, температура раствора нефти и растворителя.

В результате проведенного анализа подтверждено, что статистическая зависимость вязкости нефти от концентрации растворителя и температуры описывается формулой:

ц(Г)=Аеьт, (1)

где значимый коэффициент корреляции для рассматриваемого числа степеней свободы составляет 0,925,

ц — вязкость нефти, мПах, Т - температура, °С,

А и Ь— коэффициенты, зависящие от типа растворителя, его содержания и рассчитываются по формулам (приведенные коэффициенты рассчитаны для растворителя абсорбент А-2):

А = 11007 • е0'1135'-(0-721'+15-004)с[Р] (2)

где С/,,/ - концентрация растворителя в смеси, д.ед. г - коэффициент, зависящий от вида растворителя

Ь = -0,0714 - 0,001 -/ + 0,1331-(С[Р]) • 03761 (3)

При изменении переменных для этой модели в следующих пределах: температуры от 8 °С до 90 °С, концентрация растворителя от 5 %.до 20 %.

Вид зависимости вязкости от концентрации растворителя и температуры для растворителя абсорбент А-2 представлен на рисунке 4.

Температура, "С

Рисунок 4 - Зависимость коэффициента вязкости нефти Ашальчинского месторождения от температуры при разном содержании растворителя

абсорбент А-2.

Третья глава посвящена анализу результатов физического моделирования процесса паротеплового воздействия совместно с растворителями, а также исследованиям зависимости фильтрационных характеристик тяжелых нефтей от способа закачки растворителя, от их количественного содержания и температуры.

Разработана методика исследования процесса вытеснения тяжелой нефти при повышенных температурах (150 °С) на линейных моделях пласта, в качестве которых использовались прямые холодильники Либиха. После закачки пара при температуре 150 °С осуществлялась последовательная закачка растворителя в количестве 50 % объема пор модели или совместная закачка растворителя с паром в объеме 30 % от объема пор. При уменьшении объема растворителя в 1,6 раза конечный коэффициент вытеснения тяжелой нефти снизился в 1,04 раза для "МИА-пром"а и в 1,09 раза для нефраса 150/330 (таблица 2).

Установлено, что совместная закачка водяного пара и растворителя более эффективно вытесняет тяжелую нефть Мордово-Кармапьского месторождения, чем последовательная закачка водяного пара и растворителя.

Таблица 2 - Результаты вытеснения Мордово-Кармапьского нефти водяным паром и растворителем

Способ закачки Объем раство рителя Растворитель Коэффициент вытеснения нефти Конеч ный Квыт. %

паром Квыт.1,% растворителем Квыт.2, %

Последо вательн ая 50% Vnop "МИА-пром" 51,6 38,8 89,9

нефрас 150/330 52,1 38,1 90,2

абсорбент Н 53,0 13,96 67,0

Совмест ная 30% Vnop "МИА-пром" 58,69 28,04 86,51

нефрас 150/330 56,7 26,4 82,38

Полученные результаты также свидетельствуют о том, что эффективность вытеснения тяжелой нефти растворителем абсорбент Н намного ниже по сравнению с другими исследованными растворителями.

Коэффициенты довытеснения тяжелой нефти растворителями "МИА-пром" и нефрас 150/330 практически одинаковы и составляют 38,0 %, а коэффициент довытеснения тяжелой нефти абсорбентом Н почти в три раза ниже и равен 13,9 %. Эти различия в эффективности процесса вытеснения

тяжелой нефти растворителями объясняются природой самих растворителей. В абсорбенте Н преобладает смесь парафино-олефиновых углеводородов (фракция С5 - С7), в то время как нефрас 150/330 представляет собой широкую фракцию алкилбензольных (ароматических) углеводородов С9 - Сю, а "МИА-пром" является смесью предельных и ароматических углеводородов.

Установлено, что для вытеснения тяжелой нефти предпочтительны растворители, представляющие смеси с преобладанием алкилбензольных (ароматических) углеводородов.

При применении термических методов воздействия на пласт часть теплоносителя извлекается в виде попутно добываемой воды повышенной температуры. В целях повторного применения попутно добываемой горячей воды в работе рассмотрены варианты использования горячей воды с температурой от 70 °С до 90 °С в качестве теплоносителя совместно с растворителями.

В экспериментах с Мордово-Кармальской нефтью установлено, что при температуре 70 °С, в отличие от испытаний тяжелой нефти Ашальчинского месторождения, наблюдается приток нефти после первичного вытеснения нефти горячей водой. Первичный коэффициент вытеснения нефти в среднем составил 5,8 %. В экспериментах с Ашальчинской нефтью приток нефти после первичного вытеснения горячей водой наблюдается только при температуре 90 °С и составляет 5,2 %.

Исследовано влияние на эффективность вытеснения тяжелой нефти Ашальчинского месторождения объема растворителя, закачанного совместно с паром, и температуры проведения экспериментов. Опыты проводились при температурах 70 °С, 110°С и 150 °С. В качестве растворителя использовался абсорбент 50/370, который является побочным продуктом производства синтетического каучука. Объем растворителя менялся от 10 % до 30 % порового объема модели. Вязкость тяжелой нефти равнялась 4480 мПа-с при скорости сдвига 27 с'1 и температуре 20 °С. В процессе вытеснения постоянно отбирали жидкость на выходе из модели, что позволило оценить текущий и

конечный коэффициенты вытеснения. Кроме этого, было рассчитано текущее паронефтяное отношение (ПНО). Результаты приведены в таблице 3.

Паронефтяное отношение является одним из основных критериев экономической эффективности паротеплового воздействия и определяется объемом пара, затраченного на добычу одной тонны нефти. Чаще всего экономически оправдано применение паротеплового воздействия при величинах ПНО менее 3. Добавка растворителя к пару ведет к существенному снижению текущего паронефтяного отношения.

Следовательно, совместное применение теплового воздействия с растворителем ведет к сокращению объемов закачиваемого пара.

Таблица 3 - Результаты вытеснения нефти при совместном воздействии паром

Растворитель, Коэффициент Текущее Конечный

Абсорбент вытеснения нефти, паронефтяное Квыт.

50/370 % отношение, %

мл/мл

пар пар+рас- пар пар+рас-

творитель творитель

150 °С

30% Упор 50,58 23,40 4,0 1,9 73,98

20% Упор 48,57 15,52 4,1 2,6 64,09

15% Упор 46,48 13,96 3,9 2,9 60,44

10% Упор 43,76 12,06 4,1 3,3 55,82

110 °с

30% Упор 28,60 37,99 7,1 2,2 66,59

20% Упор 23,23 36,92 8,1 2,7 60,15

15% Упор 24,23 28,78 7,9 3,3 52,87

10% Упор 24,63 21,39 7,9 4,7 46,02

70 °С

30% Упор 2,44 62,79 77,8 2,8 65,23

20% Упор 3,11 56,48 71,4 4,4 59,59

15% Упор 0,0 48,98 78,2 5,6 48,98

10% Упор 0,69 40,45 87 8,4 41,14

С ростом температуры проведения экспериментов и с увеличением объема закачанного растворителя показатели процесса вытеснения нефти

улучшаются. Но при этом, увеличение температуры в большей степени влияет на величину первичного коэффициента вытеснения нефти паром. Растворитель довытесняет оставшуюся нефть тем эффективнее, чем больше его объем. Средний прирост коэффициента вытеснения нефти растворителем по всем экспериментам составил около 30%.

_Поровые объемы_

| -*-10% -»-15% -*-20% 30% |

Рисунок 5 - Зависимость коэффициента вытеснения нефти от объема закачанного растворителя.

Из графика зависимости коэффициента вытеснения тяжелой нефти Ашальчинского месторождения от объема закачанного совместно с паром растворителя абсорбент 50/370 при температуре 150 °С, представленного на рисунке 5 видно, что закачка растворителя в объеме 10 % от объема пор незначительно увеличивает коэффициент вытеснения тяжелой нефти.

Следовательно, для эффективного вытеснения тяжелой нефти теплоносителем совместно с углеводородным растворителем необходимый объем растворителя должен превышать 10 % от порового объема пласта. Дальнейшее увеличение объема растворителя зависит от условий достижения экономически рентабельного объема дополнительной добычи нефти.

Результаты, полученные в ходе фильтрационных испытаний, были обработаны с использованием методов статистического анализа. Получена зависимость коэффициента вытеснения нефти от относительного объема закачанного растворителя, представленная на рисунке 6.

Относительный объем растворителя, \/раст. Л/пор Рисунок 6 - Зависимость коэффициента вытеснения нефти Ашальчинского

месторождения от относительного объема закачанного растворителя.

Из рисунка 6 видно, что между величинами коэффициента вытеснения нефти и относительным объемом закачанного растворителя и температурой закачки агента существует зависимость. Для определения ее аналитического вида была найдена эмпирическая формула зависимости. Для этого применялись подходы, аналогичные описанным при определении зависимости вязкости от концентрации растворителя и температуры смеси.

Эта зависимость исследовалась при изменении переменных в следующих пределах: температуры от 70 °С до 150 °С, объема закачанного растворителя от 10 % до 30 % от объема пор.

Формула зависимости коэффициента вытеснения нефти от объема закачанного растворителя и температуры вытесняющего агента имеет следующий вид:

V (4)

V

пор

где Т - температура вытесняющего агента, °С, Кв - коэффициент вытеснения нефти,

А и В — коэффициенты, зависящие от температуры вытесняющего агента и рассчитываемые по формулам:

А = 44,725-1п Г, (5)

В = 3,52 \пТ + 74,08, (6)

Значимый коэффициент корреляции для рассматриваемого числа степеней свободы составляет 0,823.

В четвертой главе определены условия эффективного применения растворителей совместно с теплоносителем на основе расчетов зависимости давления насыщенных паров водяного пара и растворителя от температуры, приводятся описание технологического процесса выработки залежей трудноизвлекаемых запасов тяжелых нефтей, а также результаты промысловых испытаний технологического процесса на опытном участке Мордово-Кармальского месторождения.

Таким образом, на основе проведенных лабораторных исследований и результатов физического моделирования были разработаны два технологических процесса выработки залежей трудноизвлекаемых запасов тяжелых нефтей.

Первый технологический процесс основан на совместном применении углеводородных растворителей и теплоносителя на нагнетательных скважинах, на которых согласно РД 153-39.0-459-06 проводится закачка водяного пара. Этот процесс может предусматривать следующие варианты проведения опытно-промышленных работ:

- паротепловое воздействие с чередующейся закачкой теплоносителя и нефтяного растворителя. В качестве нефтяного растворителя предлагается нефрас 130/150. Закачка оторочки растворителя производится насосным агрегатом с последующей продавкой теплоносителем;

- совместная закачка теплоносителя и нефтяного растворителя. В качестве нефтяного растворителя предлагается нефрас 150/330 или Абсорбент А-2. При осуществлении технологии парогравитационного воздействия на пласт закачка растворителя проводится дозировкой реагента в паронагнетательную линию одновременно с закачкой пара;

- циклическая закачка растворителя и теплоносителя.

Проведена оценка экономического эффекта от применения паротеплового воздействия совместно с углеводородным растворителем в ценах и налоговых условиях 2009 г. Экономический эффект в расчете на 1 скважино-операцию за срок проявления технологического эффекта оценивается в 1459 тыс. руб.

Второй технологический процесс основан на совместном применении углеводородных растворителей и в качестве теплоносителя - горячей воды. В качестве растворителя предлагается использовать абсорбент А-2 или нефрас 150/330. Температура закачиваемой воды должна быть не ниже 70 °С.

Экспериментальная совместная закачка горячей воды и растворителя осуществлена на опытном участке скважины № 97 Мордово-Кармальского месторождения в апреле 2009 г. (рисунок 7). В качестве растворителя применялся растворитель печное топливо, производимый на базе Карабашской УКПН НГДУ "Лениногорскнефть". Топливо печное представляет собой смесь предельных углеводородов С8 -С2ь получаемая прямой перегонкой нефти. До закачки растворителя скважина № 97 не принимала горячую воду, в нее было закачано 15 м3 растворителя. После закачки указанного объема растворителя была произведена закачка горячей воды. Приёмистость скважины при этом составила 158,4 м3/сут. Эксперимент продолжается. На данную технологию составлен руководящий документ ОАО "Татнефть" РД 153-39.1-604-08.

о?,

85

23

\

I V. / I

.173

I

174?

Л.

*87 т\

о88\.

/

-92*-

096 / , ¿гё^кЬ/

104. „107а \о5

-----

"■£97

>98 ~

—

/

т

43

107

5 ^^а-о Ъ.) -йи

/ / \ %5>131а\

/ /-х/ \ _л\

17/ . ' ../118 А1Мк

4 х / \Ч-У /

/

во,;

Л 131 /

119

Рисунок 7 - Опытный участок Мордово-Кармальского месторождения с нагнетательной скважиной № 97

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Проведен анализ и обобщение результатов применения углеводородных растворителей для разработки трудноизвлекаемых запасов тяжелых нефтей, на основе которого сделано заключение, что использование растворителей для извлечения тяжелых нефтей обладает неоспоримыми преимуществами и имеет перспективы дальнейшего применения совместно с тепловым воздействием.

2. Проведены экспериментальные исследования физико-химических и вязкостных свойств тяжелых нефтей шешминского горизонта уфимского яруса в присутствии различных углеводородных растворителей. Получена статистическая зависимость вязкостных параметров тяжелых нефтей Ашальчинского месторождения от типа растворителя, его содержания и температуры. На основе результатов исследований выработаны критерии

выбора углеводородных растворителей для паротеплового воздействия на залежи тяжелых нефтей.

3. Определена эффективность вытеснения тяжелой нефти при паротепловом воздействии совместно с углеводородными растворителями в зависимости от способа закачки и относительного объема растворителя при температурах от 70 °С до 150 °С. Получены статистические модели зависимости коэффициента вытеснения тяжелой нефти от относительного объема растворителя, составляющего от 10 % до 30 % от объема пор, в указанном интервале температур. Также установлено влияние на коэффициент вытеснения нефти температурной и растворяющей составляющих паротеплового процесса совместно с растворителем.

4 Разработан технологический процесс разработки залежей трудноизвлекаемых запасов тяжелых нефтей при паротепловом воздействии совместно с растворителями.

5. Разработан технологический процесс разработки залежей трудноизвлекаемых запасов тяжелых нефтей при совместном применении горячей воды и углеводородных растворителей, который реализуется на опытном участке скв. №97 Мордово-Кармальского месторождения.

Основное содержание работы изложено в следующих публикациях (в т.ч. в 3 изданиях, рекомендованных ВАК):

1. Рахимова, Ш.Г. Физическое моделирование процесса паротеплового воздействия совместно с растворителями [Текст] / Рахимова Ш.Г. // Нефтяное хозяйство. - 2009, № 9.- С. 46-47.

2. Рахимова, Ш.Г., Амерханов, М.И., Хисамов, P.C. Возможности использования нефтяных растворителей в технологиях паротеплового воздействия [Текст] / Рахимова Ш.Г., Амерханов М.И., Хисамов P.C. //Нефтяное хозяйство.-2009, № 2.- С.34-37.

3. Ибатуллин, P.P., Амерханов, М.И, Рахимова, Ш.Г., Ибрагимов, Н.Г., Хисамов, P.C., Фролов, А.Н. Методы управления парогравитационным

воздействием с помощью двухустьевых скважин [Текст] / Ибатуллин P.P., Амерханов М.И, Рахимова Ш.Г., Ибрагимов Н.Г., Хисамов P.C., Фролов А.Н. // Нефтяное хозяйство.-2008, № 7.- С.64-65.

4. Рахимова, Ш.Г. Исследование возможности использования нефтяных растворителей при паротепловой обработке залежей высоковязких нефтей [Текст] / Рахимова Ш.Г., Амерханов М.И. и др. //Материалы IV Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия», 26-27 июня 2008 г. ООО "Интерконтакт Наука", 2008, - С. 55-57.

5. Рахимова, Ш.Г. Исследование влияния растворителей на коэффициент нефтеизвлечения тяжелой нефти при тепловом воздействии [Текст] / Рахимова Ш.Г., Амерханов М.И., Ибатуллин P.P. и др. // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть.-М.: ОАО "ВНИИОЭНГ".-2008.-С. 185-193.

6. Рахимова, Ш.Г. Лабораторные исследования влияния растворителей на коэффициент нефтеизвлечения тяжелой нефти при тепловом воздействии [Текст] / Рахимова Ш.Г., Ибатуллин P.P., Амерханов М.И., Новичкова Т.Н., Латыпов P.P. // Актуальные проблемы поздней стадии освоения нефтегазодобывающих регионов: Материалы Международной научно-практической конференции. - Казань: Изд-во "Фэн", 2008 - С. 343-347.

7. Рахимова, Ш.Г., Влияние на подготовку нефти нефтяных растворителей, применяемых для добычи сверхвязких нефтей [Текст] / Рахимова Ш.Г., Амерханов М.И., Хисамов P.C., Андриянова О.М. // Материалы Международной научно-практической конференции" Нефтегазпереработка-2009". - Уфа: Изд-во ГУП ИНХП РБ, 2009,- С. 44-45.

8. Рахимова, Ш.Г. Исследование совместного применения теплового воздействия и углеводородных растворителей для разработки залежей тяжелых нефтей и битумов [Текст] / Рахимова Ш.Г., Ибатуллин P.P., Амерханов М.И., Хисамов P.C. // Материалы II Междунар. науч. симпозиума. — В 2т. — Т. 1. - М.: ОАО" Всерос. нефтегаз. науч.- исслед. ин-т", 2009,- С. 216-219.

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии института «ТатНИПИнефть», ОАО «Татнефть» тел.: (85594) 78-656,78-565 Подписано в печать 23.10.2009 г. Заказ №23100901 Тираж 100 экз.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Рахимова, Шаура Газимьяновна

Принятые обозначения и сокращения.

Введение.

1 Обзор методов разработки залежей тяжелых нефтей и битумов с применением углеводородных растворителей по литературным данным.

1.1 Применение холодного растворителя.

1.2 Применение газообразного растворителя.

1.3 Совместное применение теплоносителя и растворителя.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование применения теплового воздействия совместно с углеводородными растворителями для разработки залежей тяжелых нефтей"

Важнейшей составляющей сырьевой базы нефтяной отрасли не только России, но и ряда других нефтедобывающих стран мира являются запасы тяжелых и сверхвязких нефтей. По оценкам специалистов, их мировой суммарный объем оценивается в 810 млрд. тонн, что почти в пять раз превышает объем остаточных извлекаемых запасов нефтей малой и средней вязкости, составляющей 162,3 млрд. тонн.

Высокий ресурсный потенциал данного вида углеводородного сырья обуславливает тот факт, что его разработке нефтяные компании уделяют все большее внимание. К настоящему времени среднегодовой суммарный объем производства таких нефтей в мире приближается к 500 млн. тонн, а накопленная добыча превышает 14 млрд. тонн.

На территории Республики Татарстан имеются большие запасы сверхвязких нефтей. Всего выявлено более 450 залежей преимущественно в отложениях пермской системы. Из них запасы двух месторождений - Мордово-Кармальского и Ашальчинского разрабатываются в опытно-промышленном режиме.

Проведенные в Республике Татарстан исследования и опытно-промышленные работы по изысканию методов извлечения сверхвязких нефтей показали перспективность и рентабельность разработки залежей битуминозных пород с применением тепловых методов. В мае 2006 года ОАО «Татнефть» начат уникальный проект по добыче сверхвязких нефтей на Ашальчинском месторождении с использованием технологии парогравитационного воздействия (SAGD). Полученный огромный положительный опыт в процессе эксплуатации пары горизонтальных скважин с применением технологии SAGD может быть распространен на все месторождения сверхвязких нефтей с толщиной пласта более 15 м.

Все тепловые методы имеют ограничения в применении, связанные с геолого-физическими характеристиками залежей тяжелых нефтей, такими как высокая водонасыщенность или наличие подошвенной воды, вертикальная трещиноватость, низкая пористость и низкая теплопроводность. В коллекторах, где толщина пластов относительно небольшая (менее 15 метров), потеря тепла в перекрывающих и подстилающих породах делает добычу с помощью тепловых методов экономически невыгодной. В качестве альтернативы парогравитационному режиму для таких коллекторов R. Butler and I. Mokrys предложили так называемый VAPEX метод при котором осуществляется закачка растворителя в пласт в режиме гравитационного дренажа.

Лидером в применении закачки растворителей, таких как углеводородные газы (метан, пропан, бутан и их смеси) является Канада. Этот метод требует наличия поблизости источника углеводородных газов и высокотехнологичного оборудования для их закачки.

Месторождения тяжелых нефтей и битумов Республики Татарстан характеризуются малой глубиной залегания продуктивного пласта (менее 100 м) и низкими пластовыми давлениями. В таких условиях закачка углеводородных газов под высоким давлением в качестве растворителей малоэффективна. Наиболее подходящими реагентами для вытеснения тяжелых нефтей и битумов, содержащихся в слабоцементированных песчаниках уфимского яруса, являются углеводородные растворители, которые способны снижать вязкость нефти и увеличивать ее подвижность.

Для разработки трудноизвлекаемых запасов тяжелых нефтей и битумов требуются новые комплексные методы, позволяющие использовать, например, преимущества теплового воздействия в сочетании с углеводородными растворителями. Поэтому исследования процессов и механизма вытеснения тяжелой нефти при паротепловом воздействии совместно с углеводородными растворителями являются актуальными как в научном, так и прикладном аспектах решения ряда проблем при освоении запасов данного вида углеводородного сырья.

Целью диссертационной работы является повышение эффективности разработки залежей тяжелых нефтей за счет применения теплового воздействия совместно с углеводородными растворителями. В соответствии с целью в ходе исследований решались следующие основные задачи:

Анализ и обобщение результатов теоретических и экспериментальных исследований в области применения углеводородных растворителей для разработки трудноизвлекаемых запасов тяжелых нефтей.

Проведение экспериментальных исследований физико-химических и вязкостных свойств тяжелых нефтей Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений, содержащихся в песчаниках шешминского горизонта уфимского яруса, в присутствии различных углеводородных растворителей в широком интервале температур. Теоретическое обоснование выбора растворителя для указанных нефтей на основе статистической обработки полученных результатов.

Исследование зависимости эффективности вытеснения тяжелой нефти при паротепловом воздействии совместно с углеводородными растворителями от способа закачки растворителя и содержания его в композиции в широком температурном интервале.

Разработка технологического процесса выработки залежей трудноизвлекаемых запасов тяжелых нефтей Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений совместно с углеводородными растворителями.

Методика исследований заключалась в анализе и обобщении результатов теоретических и экспериментальных работ в области применения углеводородных растворителей для разработки трудноизвлекаемых запасов тяжелых нефтей, промысловых исследованиях, лабораторных экспериментах на основе физического моделирования теплового воздействия совместно с растворителями, использования статистических методов обработки данных.

Научная новизна диссертационной работы

1. Получена статистически значимая зависимость коэффициента вязкости тяжелой нефти Ашальчинского месторождения при скорости сдвига 146 с"1 от содержания углеводородных растворителей в интервале температур от 8 °С до 90 °С.

2 Установлена зависимость величины коэффициента вытеснения тяжелой нефти от объема закачанного растворителя, составляющего от 10 % до 30 % от объема пор, в диапазоне температур от 70 °С до 150 °С.

3. Научно обоснованы критерии применимости углеводородных растворителей для совместного применения с теплоносителями при разработке запасов тяжелых нефтей Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений.

4. Установлено, что при применении теплового воздействия совместно с углеводородными растворителями увеличение температуры до 150 С влияет на величину первичного коэффициента вытеснения нефти паром, а увеличение объема растворителя до 30 % от объема пор на величину конечного коэффициента вытеснения нефти.

Основные защищаемые положения

1 Статистические модели зависимости коэффициента вязкости тяжелой нефти от типа и содержания растворителя в широком температурном интервале.

2 Статистические модели зависимости коэффициента вытеснения тяжелой нефти от объема растворителя при различных температурах.

3 Технологические процессы разработки залежей тяжелых нефтей Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений при применении теплового воздействия совместно с углеводородными растворителями.

Практическая ценность и реализация полученных результатов работы

В ходе научных исследований выработаны критерии выбора углеводородного растворителя для совместного применения в технологиях паротеплового воздействия.

Определены оптимальные объемы оторочки растворителя при совместном применении с тепловым воздействием.

Рекомендованы составы растворителей и способ закачки растворителя и теплоносителя.

Разработаны статистические модели, позволяющие прогнозировать коэффициент вязкости и фильтрационные свойства тяжелых нефтей Ашальчинского месторождения при изменении объемов закачки и типа растворителя в широком температурном интервале.

Результаты проведенных в работе теоретических, лабораторных и промысловых исследований легли в основу рекомендаций по отчету "Разработка технологии паротеплового воздействия в композиции с растворителями". Разработаны варианты технологического процесса паротеплового воздействия в композиции с растворителями. Разработан руководящий документ РД 153-39.1-604-08.

Разработана схема закачки теплоносителя и углеводородного растворителя.

Промысловые испытания разработанной технологии проводятся на опытном участке скважины № 97 Мордово-Кармальского месторождения.

Два технических решения, предложенные при выполнении работы, признаны изобретениями: решения о выдаче патента на полезную модель от 02.07.09 по заявке № 2009122155 "Система для закачки теплоносителя и углеводородного растворителя" и на изобретение по заявке № 2008133830 "Способ разработки залежи высоковязкой нефти" от 27.08.09.

Апробация работы

Основные результаты, изложенные в диссертационной работе, докладывались на:

- IV Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия» (Москва, июнь 2008 г.);

- Международной научно-практической конференции «Актуальные проблемы поздней стадии освоения нефтегазодобывающих регионов» (Казань, сентябрь 2008 г.);

- совещании специалистов ОАО "Татнефть" по вопросу "Разработка высоковязких нефтей и природных битумов", г. Нурлат, апрель 2009 г.;

- Международной научно-практической конференции "Нефтегазпереработка-2009", Уфа, май 2009;

- II Международном научном симпозиуме "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов" Москва, 15-16 сентября 2009 г.

Публикации. Основные положения диссертационной работы изложены в 8 публикациях, в т.ч. в 3 статьях из списка научных журналов, рекомендованных ВАК РФ.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Рахимова, Шаура Газимьяновна

Основные выводы и рекомендации

1 Проведен анализ и обобщение результатов применения углеводородных растворителей для разработки трудноизвлекаемых запасов тяжелых нефтей и битумов, на основе которого сделано заключение, что использование растворителей для извлечения тяжелых нефтей обладает неоспоримыми преимуществами и имеет перспективы дальнейшего применения совместно с тепловым воздействием.

2 Проведены экспериментальные исследования физико-химических и вязкостных свойств тяжелых нефтей шешминского горизонта уфимского яруса в присутствии различных углеводородных растворителей. Получена статистическая зависимость вязкостных параметров тяжелых нефтей Ашальчинского месторождения от типа растворителя, его содержания и температуры. На основе результатов исследований выработаны критерии выбора углеводородных растворителей для паротеплового воздействия на залежи тяжелых нефтей.

3 Определена эффективность вытеснения тяжелой нефти при паротепловом воздействии совместно с углеводородными растворителями в зависимости от способа закачки и относительного объема растворителя при температурах от 70 °С до 150° С. Получены статистические модели зависимости коэффициента вытеснения тяжелой нефти от относительного объема растворителя, составляющего от 10 % до 30 % от объема пор, в указанном интервале температур. Также установлено влияние на коэффициент вытеснения нефти температурной и растворяющей составляющих паротеплового процесса совместно с растворителем.

4 Разработан технологический процесс разработки залежей трудноизвлекаемых запасов тяжелых нефтей при паротепловом воздействии совместно с растворителями.

5 Разработан технологический процесс разработки залежей трудноизвлекаемых запасов тяжелых нефтей при совместном применении горячей воды и углеводородных растворителей, который реализуется на опытном участке скв. № 97 мордово-кармальского месторождения.

6 Разработана инструкция по проведению опытно-промышленных работ по добыче сверхвязкой нефти методом паротеплового воздействия в композиции с углеводородными растворителями РД 153-39.1-604-08.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Рахимова, Шаура Газимьяновна, Бугульма

1. Разработка залежей тяжелой нефти и природного битума методом парогравитационного дренажа (SAGD) Текст. /А.Н. Шандрыгин, М.Т, Нухаев, В.В. Тертычный (Научно-исследовательский центр компании «Шлюмберже»): нефтяное хозяйство журн. 2006, № 7, 92-96 с.

2. Об оценке ресурсов и запасов тяжелых нефтей и битумов на землях Татарстана Текст. / Р.Н. Дияшев (ООО "ТНГ-Групп"): Интервал, журн. -2008, №1(108), С. 4-12.

3. Подготовка к освоению месторождений природных битумов Республики Татарстан Текст. / Р.С. Хисамов, Н.С. Гатиятуллин, И.Е. Шаргородский (ОАО «Татнефть»): Нефтяное хозяйство, журн. 2006, № 2, С. 42-46.

4. О роли высоковязких нефтей и битумов как источнике углеводородов в будущем Текст. / А.Р. Гарушев, д.т.н. (ООО НК "Роснефть НТЦ"): Нефтяное хозяйство, журн. 2009, № 3, С. 65-67.

5. Канадские битуминозные пески: благоприятные возможности, технологии и проблемы Текст. /С Пантел, Petro-Canada, Калгари, Канада: Нефтегазовые технологии, журн. 2007, № 6, С. 87-93.

6. G.Han, M.Bruno, M.B.Dusseault. How Much Oil You Can Get From CHOPS Text. / Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.46, No.4, April 2007, p. 2432.

7. A.Kantzas, G.Brook. Preliminary Laboratory Evaluation of Cold and Post-Cold Production Methods for Heavy Oil Reservoirs Part A: Ambient Conditions

8. Тепловое воздействие на пласт движущимся фронтом горения Текст. / И.Д. Амелин, А.И. Сергеев, Г.М. Гейхман: Нефтяное хозяйство журн-1969.-№ 1. С. 41-46.

9. Байбаков, Н.К. Термические методы добычи нефти в России и за рубежом. Текст. / Н.К. Байбаков, А.Р. Гарушев, Д.Г. Антониади,

10. B.Г. Ишханов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1995.— 181 с.

11. Басниев, К.С. Разработка залежей тяжелых нефтей и битумов скважинами сложной архитектуры Текст. / К.С. Басниев и др. //Интенсификация добычи нефти Труды 12 Европейского симпозиума. Казань, 8-10 сентября: Изд-во ФЭН. Казань, 2003.— С. 91-97.

12. Проблемы разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами Текст. / В.Д. Лысенко: нефтяное хозяйство журн. 1997, № 7.1. C. 19-24.

13. Нагревание призабойной зоны при закачке горячей жидкости в скважину И. А Чарный: нефтяное хозяйство журн. 1953, № 2. С.З.

14. Боксерман, А. А., Якуба, С. И. О некоторых особенностях процесса вытеснения нефти теплоносителями из слоисто-неоднородного пласта Текст. / А. А. Боксерман, С. И. Якуба: труды ВНИИнефть. М., 1979. - Вып. 69. - С. 9.

15. Бурже, Ж.Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. Текст. / Ж.Бурже, П.Сурио, М. Комбарну. М: Недра, 1988. - 422 с.

16. Желтов, Ю.П. Разработка нефтяных месторождений Текст.: учеб. для вузов / Ю.П. Желтов Изд. 2-е., перераб. и доп.— М.: Недра, 1985.-308 с

17. Кудинов, В. И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей Текст. / В. И. Кудинов. М: «Нефть и газ», 1996. - 284 с.

18. Ибатуллин, P.P. Разработка трещиновато-пористых пластов при вытеснении нефти теплоносителями в условиях термокапиллярной пропитки блоков пород Текст.: дис. канд. техн. наук: Москва, 1985.-105с.

19. Пат. 2199004 Российская Федерация, Е21В 43/24. Способ разработки нефтяного пласта Текст. / Рузин JI.M., Груцкий Л.Г., Правнович А.А. и др.; опубл. 20.02.03.

20. Муслимов, Р.Х. Опыт применения тепловых методов разработки на нефтяных месторождениях Татарстана Текст. / Р.Х Муслимов, М.М. Мусин, К.М. Мусин.-Казань: Новое знание, 2000 226 с.

21. Современные технологии и технические средства добычи природных битумов в Татарстане Текст. / P.M. Абдулхаиров, P.M. Ахунов, Р.З. Гареев, З.А. Янгуразова (РНТЦ ОАО "ВНИИнефть"): нефтяное хозяйство журн. 2006, № 11 С. 85- 87.

22. Пат. 2211318 Российская Федерация, Е21В 43/24. Способ добычи вязкой нефти при тепловом воздействии на пласт Текст. / Муслимов Р.Х., Абдулхаиров P.M., Янгуразова З.А., Хисамов Р.С. и др., опубл. 10.11.02.

23. Pat. 4344485 US, Е21В 43/24. Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids Текст. / Roger M. Batler Calgary Canada , Aug. 17, 1982

24. Pat. 6412557 US, E21B 43/243. Oilfield in situ hydrocarbon upgrading process / C. Ayasse Calgary (CA), July. 07, 2002.

25. Пат. 2307242 Российская Федерация, E21B 43/24. Способ добычи тяжелойнефти Текст. / Каримов P.P., Ахунов P.M., Абдулхаиров P.M., Янгуразова З.А. и др., опубл. 27.09.07.

26. Способ повышения эффективности добычи природных битумов Текст. / Ахунов P.M., Абдулхаиров P.M., Янгуразова З.А., Каримов P.P., Шестернин В.В. и др. (РНТЦ ОАО "ВНИИнефть"): нефтяное хозяйство журн. 2007, № 8, С. 132 134.

27. Этапы освоения залежей битума в Республике Татарстан Текст. / Р.С. Хисамов (ОАО «Татнефть»), Р.Г. Абдулмазитов, А.Т. Зарипов, С.И. Ибатуллина (ТатНИПИнефть): нефтяное хозяйство, журн. 2007, №7, С. 43-45.

28. Пат. 2287676 Российская Федерация, Е21В 43/24.Способ разработки месторождения тяжелойнефти Текст. / Абдулмазитов Р.Г, Хисамов Р.С., Ибатуллин P.P., Ибрагимов, Н.Г., Зарипов А.Т. опубл. 20.11.06, Бюл. № 32.

29. Пат. РФ №2282024 Е21В 43/20. Способ разработки продуктивного пласта Текст. / Хисамов Р.С. опубл. 20.08.06, Бюл. № 23.

30. Пат. 2287678 Российская Федерация, Е21В 43/24.Способ разработки неоднородной нефтебитумной залежи Текст. / Зарипов А.Т. Хисамов Р.С., Ибатуллин Р.Р Абдулмазитов Р.Г Рамазанов Р.Г. опубл. 20.11.06, Бюл. № 32.

31. Технологическая схема разработки Соболековского нефтяного месторождения комбинированным вытеснением Текст. отчет: рук. Глумов И.Ф.-ТатНИПИнефть., Бугульма, 1973.

32. Разработка, промысловые испытания и внедрение новых методов повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарии Текст.: отчет о

33. НИР: по теме № 36/75.ТатНИПИнефть; рук. Глумов И.Ф.— Бугульма, 1976. — 180 с.

34. Мамедов Т.М. Добыча нефти с применением углеводородных растворителей Текст. / Т.М.Мамедов М.: Недра, 1984. - 152 с.

35. Составление литературного обзора, анализ материалов и прогнозирование развития методов добычи битумов с применением теплового воздействия на период до 2000 года" Текст.: отчет по теме № 22/71 ТатНИПИнефть; рук. Фаткуллин А.Х.-Бугульма, 1972. 164с.

36. Пат. 1059432 Канада, МПК Е21В 43/16. Добыча углеводородов Текст. / Nenninger Е., Nenninger J.; опубл. 31.07.79.

37. Пат. 2351148 Канада, МПК C10G 1/04. Метод и устройство для стимуляции добычи тяжелой нефти Текст. / Nenninger Е., Nenninger J.; опубл. 21.12.02.

38. Валиханов, А.В., Булгаков, Р.Т., Свищев, Б.С., Раковский, H.JL, Дорощук, Н.Ф., Юдин, В.М., Полюбай, П.И. Закачка растворителя в пласт на опытном участке Миннибаевской площади Текст.: нефтепромысловое дело, журн. 1966, №2, С. 25-30.

39. Забродин, П.И. Вытеснение нефти из пласта растворителями Текст. / П.И. Забродин, Н.Л. Раковский, М.Д. Розенберг- М.: Недра, 1968— 224 с.

40. Mokrys, I., Butler, R.: The Rise of Interfering. Solvent Chambers: Solvent Analog Model of Steam Assisted Gravity Drainage, Journal of Canadian Petroleum Technology, Vol. 32, No.3, March 1993.

41. Vapour extraction of heavy oil and bitumen Swapan K. Das and Roger M. Butler Department of Chemical and Petroleum Engineering The University of Calgary, Canada.

42. Добыча тяжелых нефтей с помощью широко разнесенных горизонтальных скважин с применением технологии VAPEX Текст. / Р.М.Батлер, К.Джианг, Калгарский университет: Journal of Canadian Petroleum Technology, January 2000, Volume 39 № 1.

43. Pat. 1027851 Canadian. Oil Recovery Method Text. / Allen J/C Gaseous Solvent Heavy; 14.03.74.

44. P.Luo, C.Yang, A.K.Tharanivasan, Y.Gu. In Situ Upgrading of Heavy Oil in a Solvent-Based Heavy Oil Recovery Process Text. / Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.46, No.9, September 2007, p. 37-43.

45. Dunn S. G., Nenninger E.H. Study of Bitumen Recovery by Gravity Drainage Using Low-Temperature Soluble-Gas Injection; Text. / Canadian Journal of Chemical Engineering, vol.67, December 1989, pp. 978-991.

46. Y.Wen, A.Kantzas. Evaluation of Heavy Oil / Bitumen-Solvent Mixture Viscosity Models Text. / Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.45, No.4, April 2006, p. 56-61.

47. Y.Wen, J.Bryan, A.Kantzas. Evaluation of Bitumen-Solvent Properties Using Low Field NMR Text. / Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.44, No.4, April 2005, p. 22-28.

48. Y.Wen, J.Bryan, A.Kantzas. Estimation of Diffusion Coefficients in Bitumen Solvent Mixtures as Derived From Low Field NMR Spectra Text. / Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.44, No.4, April 2005, p. 29-34.

49. C.Yang, Y.Gu. A Novel Experimental Technique for Studying Solvent Mass Transfer and Oil-Swelling Effect in the Vapour Extraction (VAPEX) Process Text. / Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.46, No.9, September 2007, p. 44-48.

50. A.Badamchi-Zaden, H.W.Yarranton, W.Y.Svrcek, B.B.Maini. Phase Behaviour and Physical Property Measurements for VAPEX Solvents: Part I.

51. Propane and Athabasca Bitumen // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.48, No.l, January 2009, p. 54-61.

52. T.Okazawa. Impact of Concentration-Dependence of Diffusion Coefficient on VAPEX Drainage Rates // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.48, No.2, February 2009, p. 47-54.

53. Pat. US № 6318464, Nov. 20, 2001, E21B 43/17. Vapor extraction of hydrocarbon deposits /1. J. Mokrys, Calgary.

54. Theodore J.W. Frauenfeld, Edmonton, Canada. Solvent-Assisted Method for Mobilizing Viscous Heavy Oil / T.W.Frauenfeld, D.A.Lillico. Patent 5899274, 1999

55. Frauenfeld Т., Jossy C., Wang X. Experimental Studies of Thermal Solvent Oil Recovery Process for Live Heavy Oil // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.46, No. 11, November 2007, p. 40-47. '

56. Frauenfeld Т., Jossy C., Rispler K., Kissel G/ Evaluation of the Bottom Water Reservoir VAPEX Process // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.45, No.9, September 2006, p. 29-3 5.

57. Пат. Канада № 2349234 Канада, МПК Е21В 43/22. Cyclic solvent process for in-situ bitumen and heavy oil production / Kwan, Mori Y., Calgary (CA). 31.11.2002

58. D. Cuthiell, G. Kissel, C. Jackson, T. Frauenfeld. Viscous Fingering Effects in Solvent Displacement of Heavy Oil / Journal of Canadian Petroleum Technology, Jily 2006, Volume 45 № 7.

59. Farouq, Ali., S.M.and Snyder S. G.: MiscibleThermal MethodsApplied to aTwo-Dimensional, Vertical Tar Sand Pack, With Restricted Fluid Entr Text. / Journal of Canadian Petroleum Technology, vol 12, № 4, pp. 20-26 October-December 1973.

60. S.C.Gupta, S.D.Gittins, P.Picherack. Field Implementation of Solvent Aided Process Text. / Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.44, No.ll, November 2005, p. 8-12.

61. S.C.Gupta, S.D.Gittins. Christina Lake Solvent Aided Process Pilot Text. / Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.45, No.9, September 2006, p. 15-18.

62. S.C.Gupta, S.D.Gittins. Effect of Solvent Sequencing and Other Enhancements on Solvent Aided Process Text. / Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.46, No.9, September 2007, p. 57-61.

63. S.C.Gupta, S.D.Gittins. Optimization of Solvent Aided Process Text. / Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.48, No.l, January 2009, p. 49-52.

64. Pat. 2325777 Calgary Alberta., E21B 43/24. Процесс совместного экстрагирования паром и газообразными растворителями в качестве способа добычи битумов и тяжелой нефти Text. / А. М. Harold Gutek, 11.07.01.

65. Pat. 6662872 US, Combined Steam and Vapor Extraction Process (SAVEX) for in Situ Bitumen and Heavy Oil Production Text. / A.M.Harold Gutek, B.Harschnitz. 01.02.03.

66. Nasr, Т., Beaulieu, G., Golbeck, H., Heck, G.: Novel Expanding Solvent-SAGD Process, Journal of Canadian Petroleum Technology Text. / January 2003, Vol. 42; No.l.

67. I.D.Gates and N.Chakrabarty. Design of the Steam and Solvent Injection Strategy in Expanding Solvent Steam-Assisted Gravity Drainage Text. / Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.47, No.9, September 2008, p. 12-18.

68. Pat. 2462359 Calgary (Ca), E21B 43/20. Процесс извлечения битума и тяжелой нефти из пласта Text. / I.D. Gates, 09.24.04.

69. R.P. Leaute, B.S. Carey. Liquid Addition to Steam for Enhancing Recovery (LASER) of Bitumen with CSS Results from the First Pilot Cycle Text. / Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.46, No.9, September 2007, p. 22-30.

70. Pat. 2342955 Calgary (Ca), E21B 43/24. Liquid Addition to Steam for Enhancing Recovery of Cyclic Steam Stimulation or LASER-CSS Text./ Leaute Roland P. 04.10.02.

71. Пат. 2151862 Российская Федерация, E21B 43/24. Способ разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов Текст. / Старшов М.И., Ситников Н.Н., Абдулхаиров P.M., опубл. 27.06.00, Бюл. № 18.

72. ТУ 2458-011-27913102-2001.""МИА-пром"".

73. ТУ 2411-036-05766801-95. Абсорбент Н.

74. ТУ 0251-062-00151638-2006 Растворитель парафиноотложений

75. ТУ 38.101809-90. Нефрас (120/200) сольвент нефтяной тяжелый.

76. ТУ 2411-043. Смесовый растворитель «МС-50».

77. ГОСТ 10214-78. Нефрас (130/150)-сольвент нефтяной.

78. ТУ 38.1011026-85. Нефрас (150/200).

79. ТУ 38.1011049-98. Нефрас 150/300-сольвент нефтяной сверхтяжелый.

80. ТУ 2411-418-05742686-98. Стерлитамакский абсорбент.

81. ТУ 0258-049-00151638-2003 Топливо печное нефтяное.

82. ТУ 2411-139-05766801-2007. Абсорбент 50/370.

83. Воскресенский, П.И. Техника лабораторных работ Текст. / П.И. Воскресенский Л.: Химия, 1970.- 717 с.

84. ОСТ 39-099-79. Методика определения коррозионной агрессивности нефтепромысловых вод и защитного действия ингибиторов коррозии в нефтепромысловых сточных водах гравиметрическим и электрохимическими методами.

85. Стекольщиков, М.Н. Углеводородные растворители: Свойства, производство, применение Текст. / М.Н. Стекольщиков: справочное изд.— М. Химия, 1986.- 120с.

86. Рейнольде, В.В. Физическая химия нефтяных растворителей Текст. / В .В. Рейнольде Л.: Химия, 1967.-184 с.

87. Глумов, И.Ф., Гильманшин, А.Ф. Временная инструкция по применению фотоколориметрии добываемых нефтей для решения геолого-промысловых задач Текст. /. И.Ф. Глумов. А.Ф. Гильманшин. Бугульма: ТатНИИ, - 1965. -37с.

88. Доломатов, М.Ю., Телин, А.Г., Хисамутдинов, Н.И., Исмагилов, Т.А. (ВНИИЦ "Нефтегазтехнология") Текст./ М.Ю. Доломатов, А.Г. Телин, Н.И. Хисамутдинов, Т.А. Исмагилов : нефтепромысловое дело журн. 1995, №8-10 С. 63-67.

89. Рыбак, Б.М. Определение содержания смол и асфальтенов Текст. / Б.М. Рыбак // Анализ нефти и нефтепродуктов /- Изд 5-е, перераб.-М., 1962. -гл.17-С. 466- 467.

90. Каменщиков, Ф.А.Удаление асфальтосмолопарафиновых отложений растворителями Текст. / Ф.А. Каменщиков //Регулярная ихаотическая динамика- М.-Ижевск: НИЦ Ижевский институт компътерных исследований, 2008. 384с.

91. L.A. James, N. Rezaei. Vapex, Warm Vapex and Hybrid Vapex — The State of Enhanced Oil Recovery for In Situ Heavy Oils in Canada Text. / JCPT. 2008.- volume 47 № 4

92. C.Zhang, H.Zhao, M.Hu, Q.Xiao, J.Li, C.Cai. A Simple Correlation for the Viscosity of Heavy Oils From Liaohe Basin, NE China Text. / Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.46, No.4, April 2007, p. 8-11.

93. Оценка свойств смеси битума с растворителем с использованием ЯМР со слабым полем Текст. / И.ВЕН Университет Калгари: Journal of Canadian Petroleum Technology, April 2005, Volume 44 № 4.

94. Закс, JI. Статистическое оценивание Текст. / Закс, Л: пер. с нем. В.Н. Варыгина. М.: Статистика, 1976. - 598 с.

95. Инструкция по лабораторному тестированию фильтрационных и нефтевытесняющих свойств реагентов на естественных кернах и двухслойных разнопроницаемых трубчатых моделях пласта Текст.: РД 153-39.0-539-07 -Бугульма: ТатНИПИнефть, 2007. 20 с.

96. Владимиров, И.В., Владимирова, И.И. и др. (НПО" Нефтегазтехнология") Текст.: нефтепромысловое дело журн. — 2006, №11 С. 28-33.

97. Y.F.Thimm. Henry's Law Near the Critical Point of Water-Applications in Solvent Co-Injection With SAGD Text. / Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.45, No.l, January 2006, p. 10-12.

98. R.J.Mikula, V.A.Munoz, O.Omotoso. Laboratory and Pilot Experience in the Development of a Conventional Water-Based Extraction Process for the Utah

99. Asphalt Ridge Tar Sands Text. / Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.46, No.9, September 2007, p. 50-56.

100. Процесс обработки паром, включающий пару горизонтальных скважин, для применения в коллекторе тяжелой нефти / Н.Р. Эдмунде, Д.А.Хастон, Ж.М. Кордел, Канада. Патент №1304287, опубл 30.06.1992.

101. Чеботарев, В.В. Воздействие теплом на пласт Ар ланского месторождения путем закачки горячей воды Текст.: автореферат канд. дис.-Уфа, 1972.

102. Праведников, Н.К. Неизотермические процессы вытеснения нефти водой из пластов месторождений Западной Сибири Текст. / Н.К. Праведников,

103. A.M. Цыбулько // Обзорная информация сер.: нефтепромысловое дело журн.-М. ВНИИОЭНГ. 1979.

104. Кондратьева, С.Н. Краткий курс физической химии Текст. / под ред. С.Н. Кондратьева [Текст]: учеб. для вузов/ С.Н. Кондратьева.- М. Высшая школа, 1978.-312 с.

105. Киреев, В.А. Краткий курс физической химии Текст.: учеб. для нехимических специальностей вузов / В.А. Киреев. -М.: ГНТИХЛ, 1959. 599 с.

106. Равдель, А.А. Краткий справочник физико-химических величин под ред. Текст. / А.А. Равделя, A.M. Пономаревой.- Л. Химия , 1983.-232 с.

107. Писаренко, В.В. Справочник химика-лаборанта Текст. /

108. B.В. Писаренко. М. Высшая школа, 1977.- 238 с.

109. Рахимова, Ш.Г., Амерханов, М.И., Хисамов, Р.С. Возможности использования нефтяных растворителей в технологиях паротеплового воздействия Текст. / Ш.Г. Рахимова, М.И. Амерханов, Р.С. Хисамов.: нефтяное хозяйство журн.-2009.-№ 2 С. 34-37.

110. Рахимова Ш.Г. Физическое моделирование процесса паротеплового воздействия совместно с растворителями Текст. / Рахимова Ш.Г. // Нефтяное хозяйство. 2009, №9.- С. 46-47.

111. Решение о выдаче патента на полезную модель от 02.07.09 по заявке 2009122155. Система для закачки теплоносителя и углеводородного растворителя Текст. / Рахимова Ш.Г., Ибатуллин P.P., Амерханов М.И., Шестернин В.В.

112. Решение о выдаче патента на изобретение от 27.08.09 по заявке 2008133830. Способ разработки залежи тяжелойнефти Текст. / Ибатуллин P.P., Амерханов М.И., Рахимова Ш.Г., Андриянова О.М., Ибрагимов Н.Г., Хисамов Р.С.

113. Инструкция по проведению опытно-промышленных работ по добыче битумной нефти с применением паротеплового воздействия на пласт Текст.: РД 153-39.0-459-06 ввод в действие с 03 мая 2006 года.

114. Инструкция по проведению опытно-промышленных работ по добыче сверхвязкой нефти методом паротеплового воздействия в композиции с углеводородными растворителями Текст.: РД 153-39.1-604-08 ввод в действие с 26 апреля 2009 года.