ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ
advertisement
1 ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА (НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ) ИМЕНИ И. М. ГУБКИНА На правах рукописи Щеколдин Константин Александрович ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ТЕРМОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖИ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ Специальность 25.00.17 – «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель: доктор технических наук, профессор Золотухин Анатолий Борисович МОСКВА 2016 2 ОГЛАВЛЕНИЕ ГЛАВА 1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6. 1.6.1 1.7 1.8 1.9 1.10 ГЛАВА 2 2.1 2.2. 2.2.1 2.2.2 2.2.3 2.3 ВВЕДЕНИЕ............................................................................... ОБЗОР И АНАЛИЗ ОСОБЕННОСТЕЙ ПРОЦЕССА ТЕРМОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ОСНОВЕ РОССИЙСКОГО И ЗАРУБЕЖНОГО ОПЫТА ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ, АНАЛИТИЧЕСКИХ И ПРОМЫСЛОВЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ………………........ Краткое описание технологий повышения нефтеотдачи пласта, реализуемых путем закачки в пласт кислородсодержащего рабочего агента…………………… Анализ особенностей внутрипластовых процессов при закачке в пласт кислородсодержащей смеси…………….. Анализ особенностей залежей баженовской свиты……… Анализ основных результатов лабораторных исследований керна баженовской свиты в различных термобарических условиях………………………………….. Анализ особенностей технологии термогазового воздействия на залежи баженовской свиты……………….. Российский и зарубежный опыт закачки воздуха на месторождениях легкой нефти……………………………… Пилотный проект исследования термогазового воздействия на участке Средне-Назымского месторождения ……………………….................................... Экологические аспекты реализации технологии термогазового воздействия………………………………….. Исследование возможностей повышения эффективности ТГВ на основе регулирования режима воздействия на пласт………………………………………………………….. Выводы……………………………………………………….. Постановка цели и задач исследования…………………… ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССА ТЕРМОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ……………………… Сведения о керне……………………………………………. Эксперименты по термодеструкции в условиях автоклава с образцами керна Средне-Назымского месторождения……………………………………………….. Экспериментальная установка……………………………… Методика проведения исследований. ……………………… Анализ результатов исследований. ……………………… Определение кинетических закономерностей окисления керогена баженовской свиты……………………………… 4 7 7 9 12 15 21 24 27 33 33 41 41 43 43 44 44 46 47 49 3 2.3.1 2.3.2 2.3.3 2.3.4 2.3.5 2.4 ГЛАВА 3 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7 3.8 ГЛАВА 4 4.1 4.2 4.3 Методика эксперимента……………………………………. Описание кинетической установки………………………… Методика проведения экспериментов…….……………… Анализ результатов определения кинетических закономерностей поглощения кислорода при окислении керогена……………………………………………………… Кинетические параметры окисления керогена………….. Выводы………………………………………………………... ЧИСЛЕННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ТЕРМОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖИ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ…………………………………. Основные задачи исследований………………………… Некоторые преимущества программного комплекса STARS………………………………………………………… Этапы выполнения численных исследований……………. Краткое описание расчетных моделей…………………….... Исследование внутрипластовых процессов при термогазовом воздействии.……………………… ………… Исследование возможностей комплексного регулирования технологии термогазового воздействия при использовании рабочего агента с повышенным содержанием кислорода…………………………………………………….. Оценка технико-экономической эффективности внедрения ТГВ……………………………………………………………. Выводы……………………………………………………….. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССА ТЕРМОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ОПЫТНОМ УЧАСТКЕ В РАЙОНЕ СКВ. №3003 СРЕДНЕ-НАЗЫМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, АПРОБАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ЧИСЛЕННЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ…………………………. Общие сведения об опытном участке проведения исследований ТГВ…………………………………………. Разработка и внедрение установки ТГВ, обеспечивающей эффективный режим воздействия на пласт согласно результатам выполненных исследований………………… Анализ первых результатов реализации процесса ТГВ на опытном участке в районе скважины №3003 СреднеНазымского месторождения………………………………… ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ…………... СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ………………………………….. 49 50 51 53 56 56 57 57 58 58 59 66 74 80 83 84 84 84 86 91 93 4 ВВЕДЕНИЕ Основные запасы нетрадиционных углеводородов в Российской Федерации сосредоточены в нефтематеринских породах баженовской свиты, распространенных на площади свыше 1 млн км2. Отложения баженовской свиты являются аналогом нефтеносных сланцев, но отличительной их особенностью является то, что процесс преобразования органического вещества в нефть еще не завершен. Поэтому углеводороды залежи баженовской свиты содержатся в двух формах – легкой нефти и керогене, среднее содержание которого составляет 23,3% . В настоящее время огромный потенциал баженовской свиты используется неэффективно: накопленный опыт свидетельствует о том, что применение традиционных способов разработки позволяет извлечь всего 3–5% запасов нефти, содержащихся в поровом пространстве. С целью освоения запасов баженовской свиты ведется разработка отечественной технологии термогазового воздействия (ТГВ), актуальность развития которой в настоящее время дополнена веским аргументом – необходимостью импортозамещения. Данная технология создана на основе интеграции тепловых, газовых и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи и предполагает совместную закачку в пласт воздуха и воды. Оценки показывают, что реализация данной технологии позволит увеличить нефтеотдачу залежей баженовской свиты до 35–40%. Крупный проект по исследованию технологии ТГВ осуществляется при непосредственном участии автора диссертационной работы на Средне- Назымском месторождении АО «РИТЭК». Результаты, полученные на опытных участках компании, могут стать основой для широкомасштабного применения технологии ТГВ. 5 Цель диссертационной работы – повышение эффективности технологии термогазового воздействия на залежи баженовской свиты за счет комплексного регулирования темпа закачки рабочего агента, водовоздушного отношения и использования нагнетаемого агента с повышенным содержанием окислителя. Основные задачи исследования 1. Определение конверсии образцов керогенсодержащих баженовской свиты в жидкие углеводороды при их нагреве пород в диапазоне температур, соответствующих условиям реализации технологии ТГВ на залежи баженовской свиты, для уточнения аналитической модели ТГВ. 2. Определение кинетических параметров реакции окисления пород баженовской свиты для уточнения аналитической модели ТГВ на залежи баженовской свиты. 3. Определение эффективных режимов ТГВ с применением комплексного управления параметрами технологии на основе результатов лабораторных экспериментов и моделирования. 4. Обоснование эффективности применения нагнетаемого агента с повышенным содержанием окислителя для реализации комплексно управляемой технологии ТГВ на залежи баженовской свиты. 5. Проверка результатов численных исследований термогазового воздействия в промысловых условиях. Научная новизна 1. основе Разработан и предложен способ повышения эффективности ТГВ на комплексного управления следующими параметрами технологии: содержания окислителя в нагнетаемом агенте, темпов закачки рабочих агентов и величины водовоздушного отношения. 2. Исследованы основные особенности извлечения нефти на основе комплексно регулируемой технологии ТГВ на залежи баженовской свиты для условий Средне-Назымского месторождения. 6 3. Обосновано протекание окислительных процессов в залежах баженовской свиты при реализации комплексно регулируемой технологии ТГВ в промысловых условиях. Основные защищаемые положения 1. Повышение эффективности ТГВ на залежи баженовской свиты за счет комплексного регулирования технологии и использования нагнетаемого агента с повышенным содержанием окислителя. 2. Рекомендуемые параметры реализации комплексно регулируемой технологии ТГВ на Средне-Назымском месторождении при использовании в качестве рабочих агентов атмосферного воздуха и воды: темп закачки воздуха 4459 тыс. норм. м3/сут., водовоздушное отношение 0,0016-0,0023. 3. Обоснование протекания окислительных реакций в пласте при реализации комплексно регулируемой технологии ТГВ на участке в районе скв. №3003 Средне-Назымского месторождения. Практическая ценность работы Полученные в результате исследований основные параметры комплексно регулируемой технологии ТГВ использованы при подготовке «Технологической схемы разработки Средне-Назымского месторождения», проведении проектноизыскательских работ «Установка для проведения экспериментально- промысловых работ по опробованию термогазового воздействия. Куст №3 Средне-Назымского лицензионного участка (скважина №210)», а также при выполнении НИОКР по теме: «Совершенствование технологии термогазового воздействия для условий опытных участков в районе скв. №219 и 210 СреднеНазымского месторождения». Параметры работы оборудования, полученные в рамках исследований, используются при проведении опытно-промышленных работ на Средне-Назымском месторождении. Предложенные принципы регулирования технологии термогазового воздействия на залежи баженовской свиты позволяют увеличить охват воздействием, повысить степень извлечения нефти из недренируемой части пород баженовской свиты и, как следствие, увеличить КИН. 7 ГЛАВА 1. ОБЗОР И АНАЛИЗ ОСОБЕННОСТЕЙ ПРОЦЕССА ТЕРМОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ОСНОВЕ РОССИЙСКОГО И ЗАРУБЕЖНОГО ОПЫТА ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ, АНАЛИТИЧЕСКИХ И ПРОМЫСЛОВЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ 1.1. Краткое описание технологий повышения нефтеотдачи пласта, реализуемых путем закачки в пласт кислородсодержащего рабочего агента Эффективность извлечения нефти из пластов с использованием промышленно освоенных систем разработки во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной [1, 2, 3, 4], при этом потребление нефтепродуктов во всем мире продолжает расти [5]. Средняя конечная нефтеотдача пластов по разным странам и регионам составляет всего 25–40% [4, 5, 6, 7, 8, 9, 10]. Повысить эффективность освоения месторождений возможно за счет вовлечения в разработку трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов нефти с помощью современных методов увеличения нефтеотдачи. В [8, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22] отмечено, что одними из высокоэффективных являются технологии, реализуемые посредством закачки в пласт кислородсодержащего рабочего агента. При сопоставлении с другими методами увеличения нефтеотдачи, закачка в пласт кислородсодержащего газа представляет собой комплексный процесс, который включает в себя тепловое, газовое, гидродинамическое воздействие [5, 22, 24, 25, 26], что предопределяет ее высокую эффективность. Изучению технологий закачки в пласт кислородсодержащего рабочего агента посвящены работы таких ученых и специалистов, как Амелин И. Д., Антониади Д. Г., Антонов С. В., Афанаскин И. В., Баишев Т. Б., Боксерман А. А., Булыгин М. В., Бурже Ж, Важеевкий А. Е., Зобов П. М., Ибатуллин Т. Р., 8 Грайфер В. И., Дарищев В. И., Жданов С. А., Желтов Ю. П., Зазовский А. Ф., Золотухин А. Б., Кокорев В. И., Кудинов В. И., Малофеев Г. Е., Мигунов В. И., Палий А. О., Палий А. П., Плынин В. В., Розенберг М. Д., Ушакова А. С., Сургучев М. Л., Теслюк Е. В., Фомкин А. В., Хлебников В. Н., Теслюк Р. Е., Чекалюк Э. Б., Belgrave J. O., Chen W. H., Coats K. H., Craig F. F., Crookston H. B., Culham W. E., Moore G., Mekhta R., Parris D. R., Perkins T. K., Poetmann F., Scilson R., Smith F. W., Surcalo H., Yougreen G. K. В настоящее время проекты, реализуемые посредством закачки в пласт кислородсодержащего рабочего агента, приобрели особую актуальность в мире [3, 4, 8], а применяемые при этом технологии получили различные названия в соответствии со спецификой их реализации. Учитывая результаты анализа литературных данных, приведенных в [27], необходимо отметить, что принципиально закачка кислородсодержащей смеси в нефтяные пласты является одной из технологий увеличения нефтеотдачи [28, 29, 30]. Особенности процесса воздействия на пласт при этом детально описаны в [12, 14, 30, 31, 32, 33, 34, 35, 36, 37]. Обобщая опубликованные данные, реализация метода увеличения нефтеотдачи с использованием кислорода заключается в следующем. Закачиваемый в пласт кислород вступает в реакцию с пластовыми углеводородами. Окисление углеводородов в прискважинной зоне инициируют посредством использования забойных нагревателей, форсунок, пара, нагретых флюидов, химических веществ или осуществлением самопроизвольных реакций [38]. Нефть вытесняется из пласта непосредственно тепловым фронтом, газообразными продуктами окисления, горячей водой и паром. Степень значимости каждого механизма вытеснения может быть разной. В настоящее время используются разные термины для обозначения технологий, уже разработанных или разрабатываемых на основе закачки в пласт кислородсодержащей смеси [27, 39, 40, 41, 42], например, ТГВ, внутрипластовое горение (ВПГ) и его модификации, закачка воздуха под высоким давлением, закачка в пласт вспененного кислорода, технология направленной закачки 9 воздуха в пласт (THAI). Также в публикациях по теме диссертации есть данные о методах увеличения нефтеотдачи с применением перекиси водорода, применяемой для реализации окислительных процессов в пласте [21, 43, 44]. На основе анализа публикаций указанных выше авторов отмечено, что известный термин «внутрипластовое горение» (In-Situ Combustion – ISC) чаще используется для обозначения процесса воздействия на залежи тяжелой нефти и битумов, в то время как понятия «закачка воздуха под высоким давлением» (High Pressure Air Injection – HPAI) или «закачка воздуха в залежи легкой нефти» (Light Oil Air Injection – LOAI) обычно используются для того, чтобы акцентировать внимание на процессе закачки воздуха в пласты с легкой нефтью. В настоящее время наиболее изученным процессом является закачка воздуха в «традиционные» коллекторы, содержащие высоковязкую и легкую нефть. Большая часть других технологий, в том числе перечисленных выше, находятся на этапе разработки, опытной апробации и масштабно не применяются. При том все большее развитие получает отечественная технология ТГВ, разрабатываемая для освоения залежей легкой нефти, в том числе баженовской свиты. Существует ряд особенностей ТГВ, определенных геолого-физическими параметрами залегания баженовской свиты [24, 30, 32, 45]. Так, технология ТГВ предусматривает использование преимуществ методов, разрабатываемых для освоения залежей легкой и тяжелой нефти, за счет учета особенностей внутрипластовых процессов при закачке в пласт кислородсодержащей смеси, анализ которых представлен в следующем разделе. 1.2. Анализ особенностей внутрипластовых процессов при закачке в пласт кислородсодержащей смеси Авторами внутрипластовых работ [12, 33, механизма, 46, 47, 48] определены два реализуемых при закачке основных в пласт кислородсодержащего агента. Первый – это реакция углеводородов с кислородом, с образованием альдегидов, спиртов, кетонов и гидропримесей и выделением 10 тепловой энергии. Компоненты в последующем взаимодействуют один с другим и полимеризируются с образованием тяжелых, менее желательных компонентов, таких как асфальтены и кокс. Второй механизм, реализуемый при закачке в пласт кислородсодержащего агента, это традиционная реакция окисления, включающая деструктивное окисление углеводородов с получением оксидов углерода (СО 2 и СО) и воды. Реакции присоединения кислорода малоэффективны для обеспечения подвижности нефти, так как приводят к получению тяжелых углеводородов (асфальтенов, кокса) и окисленных углеводородов, способствующих образованию стабильных эмульсий с водой. С другой стороны, реакции разрыва связей эффективны в части обеспечения подвижности нефти и характерны при закачке воздуха в залежи с тяжелой нефтью. Как отмечают авторы [33], в процессе внутрипластового горения фронт горения действует как «бульдозер», вытесняя впереди себя нефть, которая не была извлечена за счет действия других механизмов нефтевытеснения. В целом, авторами [12, 33, 46, 47] процесс окисления легкой нефти рассматривается как газовое воздействие, где механизм вытеснения газом является основным, а термические эффекты – второстепенными. При закачке воздуха в залежь легкой нефти кислород вступает в реакцию с пластовыми углеводородами при повышенной температуре пласта, генерируя двуокись углерода. В результате смесь газов горения, содержащая, в основном, двуокись углерода и азот, способствует вытеснению нефти из пласта к добывающим скважинам. При этом система нефть-газ может быть несмешивающейся, частично смешивающейся и полностью смешивающейся [48, 117]. Начальный этап реализации технологии закачки в пласт кислородсодержащей смеси связан с повышением пластового давления. Влияние зоны термического второстепенно. воздействия в начальный период закачки воздуха 11 На рис. 1.2 показаны общие различия между закачкой газа (смешивающейся или не смешивающейся) и закачкой воздуха. Как следует из рисунка, смешивающееся вытеснение нефти обеспечивает самую высокую эффективность процесса воздействия на пласт. При закачке в пласт воздуха часть нефти используется в реакциях окисления, кроме того, возможна низкая эффективность вытеснения нефти азотом в условиях несмешивающегося вытеснения. Этим объясняется сравнительная низкая эффективность закачки воздуха при нагнетании в пласт рабочего агента в объеме до 1 порового объема. Рисунок 1.2 – График сравнения показателей нефтеизвлечения при горении и закачке газа [33] В результате анализа [49, 50, 51, 52] выявлено, что закачка воздуха под высоким давлением должна рассматриваться как совместный процесс теплового и газового воздействия, тепловой фронт обладает способностью вытеснять остаточную нефть после газового воздействия. Данные особенности характерны при закачке воздуха в традиционные коллекторы. 12 Специфика внутрипластовых процессов меняется при закачке воздуха в керогенсодержащие породы баженовской свиты. В этой связи далее рассмотрены основные особенности данных залежей, важные для разработки эффективной технологии их освоения. 1.3. Анализ особенностей залежей баженовской свиты Исследование особенностей залежей баженовской является сложной комплексной задачей, литературные данные часто различаются, при этом они достаточно детально раскрывают основную специфику баженовской свиты [4, 22, 34, 53, 54, 55, 56, 57, 58, 59, 60, 61, 62, 63, 64]. В частности, отложения баженовской свиты распространены в центральной части Западно-Сибирской низменности на площади более 1 млн км2. Они залегают на глубине в среднем 2500–3000 м, толщины изменяются в пределах от 10 м в окраинных частях до 44 м в наиболее погруженных частях фундамента платформы. Температура пласта по площади изменяется от 80 ºС до 134 ºС. Согласно оценкам ведущих ученых отрасли, геологические ресурсы углеводородов баженовской свиты в среднем составляют от 5 до 150 млрд т и более. В 2011 году мировым агентством (WEO) потенциальные геологические ресурсы нефти в баженовской свите в целом по западно-сибирской нефтегазоносной провинции оценены в размере 140 млрд т, а по мнению российского ученого И. И. Нестерова (2011), геологические ресурсы по категориям Д2-3 в данных залежах составляют 591 млрд м 3, а ресурсы, извлекаемые по разработанным технологиям, – 127 млрд м3. Согласно информации специалистов ГП «НАЦ РН им. В. И. Шпильмана», к 2020 году прирост запасов баженовской свиты только по Ханты-Мансийскому автономному округу может составить около 2 млрд т при внедрении соответствующих эффективных методов увеличения нефтеотдачи. Необходимо отметить, что в настоящее время огромный потенциал углеводородных ресурсов баженовской свиты используется малоэффективно. 13 Накопленный опыт свидетельствует, что применение традиционных способов разработки дает возможность добывать всего 3–5% запасов нефти, содержащихся в указанных залежах. В настоящее время для разработки залежей баженовской свиты рассматриваются следующие способы: – естественный режим разработки. Согласно опыту данный режим обеспечивает нефтеотдачу при освоении залежи баженовской свиты в среднем до 5%; – сода-пав-полимерное воздействие на пласт, которое находится на стадии опытных работ; – гидроразрыв пласта. Данная технология использует естественную энергетику залежи, средняя максимальная нефтеотдача составляет до 10% [65]; – применение термогазовых технологий. Данная разработка адаптирована к условиям баженовской свиты, позволяет использовать преимущества известных МУН. Оценка прогнозного КИН – до 40%. Особое значение добыче сланцевой нефти, являющейся аналогом нефти в залежи баженовской свиты, придается в США. Хотя основные применяемые технологии извлечения глубокозалегающей сланцевой нефти как в России, так и за рубежом основаны на использовании естественной упругой пластовой энергии, очевидно, что такие технологии могут обеспечить нефтеотдачу до 5–10%. В США Департамент энергетики оценивает потенциал извлекаемых запасов нефтяных сланцев в стране в размере 7,8 млрд т из расчета достижения нефтеотдачи 6% [66, 67]. Низкая нефтеотдача баженовской свиты объясняется ее нетривиальными особенностями, которые описаны в указанных выше работах. В частности: 1. Углеводородные ресурсы баженовской свиты содержатся в двух формах: в органическом веществе – керогене (среднее содержание 23,3%), при нагреве кероген может переходить в жидкофазное или газообразное состояние; в форме легкой нефти в открытых и закрытых порах; 14 2. Породы баженовской свиты представлены двумя типами: микротрещиноватым и макротрещиноватым коллектором. Породы баженовской свиты являются гидрофобизированными. 3. Нефтеотдающими породами при эксплуатации на естественном режиме являются в основном макротрещиноватые коллекторы, представленные преимущественно карбонатно-кремнистыми породами. 4. Особое значение имеет установленная в результате многочисленных промысловых и лабораторных исследований зависимость фильтрационноемкостных свойств пород баженовской свиты от уровня пластовой температуры [68]. С увеличением температуры для всех типов нефтекерогеносодержащих пород отмечается увеличение пористости (рис. 1.3) и проницаемости, начального дебита, накопленной добычи [68, 69]. Рисунок 1.3 – Зависимость пористости пород баженовской свиты от пластовой температуры В этой связи следует отметить, что некоторые экспериментальные исследования показали, что увеличение пространства (матрицы) позволяет извлечь температуры до 70–80% микропустотного первоначально 15 содержащейся в ней легкой нефти и преобразовать часть твердого органического вещества – керогена в жидкие и газообразные углеводороды. 1.4. Анализ основных результатов лабораторных исследований керна баженовской свиты в различных термобарических условиях К настоящему времени выполнен большой объем лабораторных исследований в области изучения процесса ТГВ на залежи баженовской свиты. В их числе – исследования в области формирования трещиноватости в образцах пород баженовской свиты, исследования возможностей извлечения углеводородов из керогена баженовской свиты и закрытых пор недренируемой части баженовской свиты при нагреве [13, 20, 22, 27, 32, 70, 71, 72, 73, 74, 75, 76]. В целом, имеющиеся результаты лабораторных исследований могут значительно отличатся в связи с разным вещественным составом пород, а также условий эксперимента. При этом задачей настоящего раздела является обоснование возможностей применения новых технологий для разработки залежи баженовской свиты и предварительное определение перспективных исследований, направленных на развитие технологий повышения нефтеотдачи пластов баженовской свиты. В результате анализа результатов лабораторных исследований, изложенных в [73, 74, 77, 78], отмечено, что образцы кернов залежи баженовской свиты обладают значительным потенциалом получения синтетической (термической) нефти. На основании изучения проведенных исследований можно выделить несколько основных важных для разработки модели ТГВ физико-химических процессов, происходящих при нагреве нефтематеринских пород. Во-первых, при разложении керогена уменьшается количество твердой фазы и образуются подвижные фазы – синтетическая нефть и газообразные компоненты. Во-вторых, возникают значительные термические напряжения, приводящие к растрескиванию пород. В-третьих, происходит частичное разложение природной 16 нефти с выделением некоторого количества легких углеводородов. В-четвертых, существенно растет давление как в порах, содержащих природную нефть, так и во вновь образовавшемся пустотном пространстве. В результате данных процессов недренируемые нефтематеринские породы становятся проницаемыми и из них формируется приток синтетической и природной нефти в дренируемую часть. Согласно экспериментальным данным уже при температуре 200ºС из керогена начинает выделяться газовая фаза, содержащая широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ). Выход газовой фазы обеспечивает почти полное вытеснение природной нефти в дренируемую часть коллектора На основании [73, 74, 77] на рис. 1.4 представлены линейные зависимости выхода природной нефти из недренируемых пород баженовской свиты. Рисунок 1.4 – Зависимость выхода синтетической и природной нефти из матрицы от температуры [73] Авторами работы [73] отмечено, что основными компонентами синтетической нефти из образцов керна являются углеводороды – как правило, свыше 60%. В значительно меньшей степени наблюдается выход смол и 17 асфальтенов, содержание которых в сумме не более 20%. Основными газообразными продуктами деструкции керна является двуокись углерода, водород и сероводород. Среди углеводородных газов преобладают метан, этан и этилен. Другая важная особенность баженовского коллектора склонность пород баженовской свиты к развитию техногенной трещиноватости, которая является результатом изменения геомеханической обстановки в коллекторе и проявляется непосредственно в процессе его разработки. Характер и степень техногенной нарушенности пород коллектора или тип их разрушения могут быть различны. Причиной разрушения пород является изменение геомеханической обстановки в коллекторе, вызываемое изменением давления флюида в нем. Изменение геомеханической обстановки включает в себя два аспекта: развитие техногенной нарушенности (трещиноватости) в результате перестройки напряженного состояния пород коллектора и соответствующее изменение деформационных (а одновременно емкостных, фильтрационных и других) свойств пород. Примеры развития техногенной трещиноватости (разрушения) рассмотрены в [68]. На основании обобщения приведенных материалов и сопоставления их с результатами гидродинамических исследований скважин в [68] сделан вывод о том, что «при значительном снижении давления флюида в коллекторе протекает процесс трещинообразования». Это процесс дилатантного разрушения коллектора, т.е. разрушения с увеличением пустотного объема, дренируемого скважинами. Опыты по развитию техногенной трещиноватости проведены также В. П. Соничем [79]. При этом отмечено, что «можно считать экспериментально доказанным возможность возникновения трещин, особенно в кремнистых и карбонатных разностях, при повышении и понижении пластового давления, вызванных разными причинами». 18 В обзорной работе В. П. Сонича указывается, что извлечение нефти из сланцев при термическом воздействии происходит при нагреве породы до 275– 425 С [79]. Только при этих температурах органическое вещество сланцев (кероген) превращается в различные углеводородные соединения, представляющие собой аналог обычной нефти. Эксперименты по неизотермическому извлечению нефти показали, что слабое выделение углеводородов начиналось при 375С, при 420С темп выделения углеводородов становился достаточно высоким, а при 450С процесс почти прекращался. Более детальные исследования процесса нагрева образцов сланца показали, что весь процесс пиролиза можно условно разделить на три–пять основных стадий термопреобразования структуры керогена, включая предварительный его прогрев [35, 80, 81, 82, 83, 84, 85]. Ниже, в таблице 1.1, приведены стадии термодеструкции, температурные диапазоны и энергетические характеристики протекающих изменений структуры керогеносодержащих пород. Как видно, на каждой стадии энергия активации и теплота реакции деструкции нефтематеринских пород значительно различаются. Необходимо отметить, что структурные особенности макромолекул разных керогенов и сложная природа их взаимодействия с минеральной составляющей предопределяют неоднозначность энергетических затрат на осуществление разных стадий процесса термодеструкции. В результате проведения термодеструкции керогенсодержащей породы образуются газообразные, жидкие и твердые продукты. В работе [71] представлены результаты оценки параметров процессов низкотемпературного окисления и горения углеводородов баженовской свиты (таблица 1.2). 19 Таблица 1.1 – Стадии и кинетические параметры пиролиза керогенсодержащих пород по данным разных источников Происходящие процессы (преобладающие) Выделение воды и неуглеводородных газов Образование термобитума Начало интенсивного газообразования (Н2, СН4) Разложение термобитума до смолы. Пик выделения Н2 . Нарастание – СН4, С2С4 Разложение смолы на газ и жидкие УВ (нефть). Начало образования кокса Коксообразование и разложение минералов Температура, 0С Еакт, ккал\моль ΔН, кал\г Источник <180 < 125 < 180 180–320 125–325 180–320 325–400 320–440 10–27 16 9–16,8 21–50,6 21 18,6–30,0 26 32 5,7–18,4 28,3 7,5–58,9 6,9–37,5 60,6 6,0–77,0 20,1 - [80] [81] [82] [80] [83] [80] [83] [83] > 400 400–500 > 400 440–520 > 500 520–840 45,7–111,0 42 28–77 42,6 55 45,8 65–125,7 38,2 22–136,3 32,0 - [80] [84] [80] [84] [85] [83] Таблица 1.2 – Параметры процесса внутрипластового горения применительно к условиям баженовской свиты Параметр 1. Температура воспламенения 2. Максимальное содержание СО2 в газах горения 3. Отношение СО/СО2 в газах горения при температурах 200–400C 4. Порядок реакции окисления: по кислороду; по углеводородам 5. Расход воздуха на выжигание 1 м3 породы: 6. Время адиабатического воспламенения Единица измерения C % Величина 135–145 около 17 около 0 кг/м3 сут 0,5 1,0 1250 0,2 Вместе с этим больший интерес в рамках настоящей работы представляют исследования в области изучения пород баженовской свиты Средне-Назымского месторождения, являющихся основным объектом исследования в рамках диссертационной работы. 20 На основании анализа работ по указанной теме [73, 74, 75], определены следующие выводы: 1. Органическое вещество породы баженовской свиты при термолизе не образует кокса, а разлагается на низкомолекулярные продукты. 2. Органическое вещество породы баженовской свиты является веществом, легко окисляемым кислородом воздуха. При нативных температурах баженовской свиты (100–120ºС) реакция окисления органического вещества начнется самопроизвольно сразу после контакта его с воздухом. 3. При окислении органического вещества имеют место два режима протекания реакции: начальный «быстрый» режим реакции и «основной» режим, типичный для автоокисления органических соединений. 4. Сопоставление кинетики автоокисления органического вещества породы баженовской свиты и нефти показало, что органическое вещество является более легко окисляемым веществом, чем нефть. 5. При температурах 100°С и выше вода быстро меняет тип смачиваемости поверхности породы с гидрофобной на гидрофильную, т.е. порода баженовской свиты является гидрофобизованной, а не гидрофобной. 6. При температурах 100–150°С наблюдаются процессы набухания глинистых минералов породы в пресной воде, что может проявляться в снижении проницаемости пласта. Данный эффект отмечен при проведении лабораторных экспериментов. Таким образом, в настоящее время доказана возможность и эффективность теплового воздействия на образцы пород баженовской свиты. При этом дополнительного изучения требует вопрос кинетики окислительных реакций кислорода с углеводородами баженовской свиты Средне-Назымского месторождения и потенциала извлечения углеводородов из керна скважин опытного участка данного месторождения для дальнейшего проектирования систем его разработки. 21 Анализ особенностей технологии термогазового воздействия на 1.5. залежи баженовской свиты Принципиально отличающийся подход к технологии закачки воздуха путем использования энергетического потенциала пласта для внутрипластовой трансформации закачиваемого воздуха в эффективный вытесняющий агент впервые был предложен в 1971 г. в нашей стране [14, 66, 67]. Особенность термогазового способа разработки залежей баженовской свиты, реализуемого путем закачки в пласт воздуха и воды, заключается в том, что используется внутрипластовая энергетика, а именно повышенные пластовые температура – свыше 60–65 ºС и давление в диапазоне 30–40 МПа [20, 86]. При таких термобарических условиях обеспечиваются самопроизвольные процессы окисления кислородом, в пластовых углеводородов содержащимся результате которых формируется в воздухе высокоэффективный вытесняющий газовый агент [86]. Одновременная закачка воды и воздуха позволяет реализовать эффект термического, газового и гидродинамического воздействий. Такое интегрированное воздействие реализуется за счет отличительных особенностей внутрипластовых процессов в породах баженовской свиты, которые сводятся к следующему [15, 22, 24, 30, 32, 54, 66, 67, 69, 70, 77, 87, 88, 89, 90]: активные внутрипластовые окислительные процессы в дренируемых нефтекерогеносодержащих породах при поступлении в них закачиваемого воздуха происходят в основном за счет керогена, а не остаточной нефти; внутрипластовые окислительные процессы обеспечивают внутрипластовую трансформацию закачиваемого в пласт воздуха в вытесняющий агент; закачка водовоздушной смеси обеспечивает создание в дренируемой зоне тепловой оторочки. Создаваемая в данной оторочке тепловая энергия совместно с гидровоздействием оказывает определяющее влияние на прогрев окружающих недренируемых зон и извлечение их них легкой нефти и 22 углеводородных газов за счет формирования трещиноватости и преобразования керогена в легкую нефть. Таким образом, в отличие от применения ТГВ в обычных коллекторах, его реализация на месторождениях баженовской свиты должна сопровождаться более широким спектром внутрипластовых процессов. Важно подчеркнуть существенную отличительную особенность внутрипластовых окислительных процессов в породах баженовской свиты. В качестве топлива при реализации преимущественно использоваться кероген, этих который процессов содержится будет во всех литотипах пород свиты. Преимущественное использование керогена в качестве топлива во внутрипластовых окислительных процессах объясняется его меньшей подвижностью по сравнению с легкой нефтью. Поэтому содержание керогена в прогретой зоне будет, как правило, большим, чем содержание легкой нефти, вытесняемой из этой зоны. Данные процессы в основном и будут происходить в прогретых зонах. Очевидно, что использование в качестве топлива керогена существенно сократит затраты легкой нефти на процессы окисления и горения. На рисунке 1.5, представляющем схему строения баженовской свиты, отражена принципиальная характеристика внутрипластовых процессов, происходящих в пласте баженовской свиты при закачке водовоздушной смеси, и формирующихся при этом температурных зон [77]. 23 Рисунок 1.5 – Принципиальная схема строения баженовской свиты и температурного процесса при ТГВ [77] Рассмотрим подробно каждую из зон и их отличительные особенности. В зоне I движется водовоздушная смесь, закачиваемая в пласт, с поверхностной температурой Тзак равной 20°С, которая для условий месторождений баженовской свиты ниже пластовой температуры. В зоне II движется водовоздушная смесь, которая за счет теплообмена прогревается до пластовой температуры. В зоне III происходит процесс окисления нефти кислородом воздуха и генерируется тепло, которое расходуется на прогрев зоны III, а также выше- и нижележащих слоев нефтематеринской породы. Таким образом, зона III является зоной генерации тепла и характеризуется высокой температурой. Предполагается, что в зоне III происходит полное потребление кислорода. В зоне IV движется вытесняемая нефть совместно с газом и водой. По температурным характеристикам зона IV аналогична зоне II. Из всех вышерассмотренных зон наибольший интерес представляет зона III, так как в ней происходит процесс генерации тепла и прогрев пород – как плотного карбонизированного трещиноватого слоя, так и, что особенно важно, нефтематеринских пород баженовской свиты. Таким образом, размеры зоны III, а 24 также ее динамика движения и температура имеют определяющее значение для оценки технологических параметров ТГВ, от которых, в свою очередь, зависит количество нефти, которое возможно извлечь из нефтематеринских пород. Таким образом, потенциал повышения эффективности разработки залежей баженовской свиты термогазовым способом связан с исследованием следующих вопросов: 1) механизма и оценки эффективности извлечения легкой нефти из недренируемой матрицы, а также углеводородов из керогена; 2) развития зоны дренирования в матричной части залежи и в макротрещиноватых породах; 3) повышения степени вытеснения легкой нефти из дренируемых зон. 1.6. Российский и зарубежный опыт закачки воздуха на месторождениях легкой нефти В настоящее время накоплен положительный зарубежный и отечественный опыт разработки нефтяных месторождений легкой нефти на основе внутрипластовых окислительных процессов, реализуемых при закачке воздуха в пласты. Метод ТГВ прошел успешные испытания на ряде месторождений бывшего СССР и США, в т.ч. в рамках международного проекта «Интернефтеотдача» СССР (РМНТК «Нефтеотдача») – США (НК «Амоко»). В таблице 1.3 на основании анализа [27, 35, 72, 86, 88, 89, 90, 91, 92, 93] приведены основные сведения о результатах реализации технологии закачки воздуха на месторождениях легкой нефти. Приведенные результаты свидетельствуют о высоком потенциале применения технологии ТГВ для разработки месторождений легкой нефти. Следует отметить, что на месторождениях South Buffalo и Medicine Pole Hills технология применялась в качестве вторичного метода добычи, без заводнения. На другом участке South Buffalo ТГВ применена в качестве третичного метода добычи, после заводнения [94]. 25 Таблица 1.3 – Результаты реализации проектов по закачке в пласт воздуха на месторождениях легкой нефти Месторождение Сходница Глубина залегания, м 340–470 Толщина пласта нефте насыщенная, м 15 Кала 820–900 Гнединцы Пористость, Проницае% мость, мкм2 Тпл, о С Результаты Увеличение добычи нефти по некоторым скважинам в 5–8 раз, по участку – в 3 раза. Годовой прирост добычи нефти – 24%. Снижение обводненности до 34%. Прирост нефтеотдачи на 7 пунктов. Увеличение добычи нефти в 2–4 раза, в т.ч. за счет газового воздействия – более 80%. Полная утилизация кислорода. За время испытаний было добыто 26 тыс. мЗ дополнительной нефти, Дополнительная добыча нефти 50% от остаточных запасов. Увеличение отборов нефти в 4 раза. Дополнительная добыча нефти – 43% от остаточных запасов, в т.ч. свыше 30% в виде легких фракций нефти добыто в газовой фазе. Полная утилизация кислорода. Промышленное внедрение. Добыто более 2 млн т дополнительной нефти. Увеличение добычи нефти в 2–4 раза. Дополнительная добыча 2,5% от балансовых запасов. Добыча легких фракций – 15% от дополнительной добычи нефти. Полная утилизация кислорода. 20 0,1 18 12 24 0,13 36 1750–1800 4–15 19,7 0,19 48 Дели 1037 2,4 31 1,07 57 Слосс 1900 304 20 0,19 93 Буффало 2600 3 20 0,005 102 Медисин-ПолХиллс-Юнит 3150 5,4 17 0,005 110 26 Месторождение West Medicine Pole Unit Cedar Hills North Unit West Cedar Hills Unit Глубина залегания, м 2900 Толщина пласта нефте насыщенная, м - 2740 2740 Пористость, Проницае% мость, мкм2 Тпл, о С Результаты 17 0,02 102 Годовая добыча за счет ТГВ 49 тыс. тонн. - 18 0,010 102 - 17 0,01 102 Годовая добыча за счет ТГВ 637 тыс. тонн. Годовая добыча за счет ТГВ 29 тыс. тонн. 17 0,01 106 Годовая добыча за счет ТГВ 20 тыс. тонн. В настоящее время подтверждено протекание окислительных реакций в пласте. Ожидаемая дополнительная добыча нефти в сравнении с заводнением составляет 270 тыс. тонн, ожидаемый КИН 0,221. Оценка дополнительной добычи нефти – 30 тыс. тонн. Годовая добыча за счет ТГВ 8 тыс. тонн. Годовая добыча за счет ТГВ 5 тыс. тонн. Годовая добыча за счет ТГВ 38тыс. тонн. South Medicine Pole Unit Вишанское 2800 2500 10,8 9 0,04 56 СреднеНазымское Pennel Phase 1 Pennel Phase 1 Little Beaver 2750 2 8 3 107 2680 - 17 10 93 2680 - 17 10 93 2530 - 17 10 93 27 Кроме того, большинство указанных в таблице проектов реализуются в условиях окупаемости инвестиций [27]. В средствах массовой информации имеются сведения о проведении подготовительных работ по реализации проекта ТГВ для разработки более 10 лицензионных участков в России, Норвегии, Аргентине, Мексике, Китае Индонезии, Бразилии, Японии, в том числе на месторождениях Барранкас, Маурин, Хандил, Харам, Кенморе, Ай-Пимское, Маслиховское, Приобское, Галяновское. В США в 2003 году ТГВ применялось на шести объектах, в 2005 и 2009 годах – уже на 11, в 2009 году в США ТГВ реализовывалось на более чем 20 пилотных участках. В США за счет применения ТГВ добыто: в 2003 г. – 148 тыс. т нефти, в 2005 г. – 645 тыс. т, в 2006 г. – 774 тыс. т, в 2008 г. – 971 тыс. т, в 2010 г. – 964 тыс. т [32]. В целом, обобщение результатов опытно-промышленного опробования ТГВ показывает следующие результаты: – ТГВ обеспечивает высокий коэффициент вытеснения; – ТГВ может быть применено при геолого-технологических условиях, в которых заводнение или закачка пара малоэффективны; – ТГВ применимо в случае низкопроницаемых пород; – увеличение нефтеотдачи может быть достигнуто в случае применения ТГВ как с начала разработки, так и после окончания естественного режима истощения, а также после заводнения; – прирост КИН составляет в среднем 0,15–0,17. Ниже более подробно рассмотрены результаты исследований, полученные на лицензионном участке компании АО «РИТЭК», в которых автор диссертационной работы принимает непосредственное участие. 1.6.1. Пилотный проект исследования термогазового воздействия на участке Средне-Назымского месторождения На участке, выбранном для проведения опытных работ по ТГВ (рис. 1.6), до начала промысловых исследований в эксплуатации находилось 5 скважин 28 (№№ 219, 401, 3000, 3001 и 3002). Все скважины участка условно-вертикального профиля, за исключением скважины №401, являющейся скважиной с горизонтальным окончанием ствола. Рисунок 1.6 – Опытный участок ТГВ на Средне-Назымском месторождении Скважина №219 эксплуатировалась фонтанным способом, другие скважины участка переведены на механизированную эксплуатацию (ЭЦН). Скважины до начала воздействия работали на естественном режиме, дебиты скважин в 2007–2009 гг. резко упали с ориентировочно 45 до 5 тонн в сутки, давление залежи упало в среднем с 309 атм (скв. №219) до 160 атм, текущий КИН по состоянию на 2009 год составил 3,8%, что свидетельствует о низкой эффективности разработки пластов баженовской свиты на режиме использования природных запасов пластовой энергии. Закачка воздуха на опытном участке в районе скважины №219 СреднеНазымского месторождения начата в октябре 2009 года и проходила поэтапно: I этап: октябрь 2009 – апрель 2010; II этап: сентябрь 2010 – декабрь 2010; III этап: январь 2012 – июль 2012; IV этап: ноябрь 2012 года, V этап: май 2013 – август 2013 года. Всего за указанные периоды закачено 7,3 млн норм. м3 воздуха. Вода закачивалась в основном для проведения гидродинамических исследований. Закачка воздуха осуществлялась с помощью блочной компрессорной станции 29 БКС-1000-350. При этом объемы закачки воздуха регулировались на основе мониторинга добытой продукции и режимов работы скважин. На скважинах опытного участка проведены исследования по определению пластового давления. При реализации ТГВ наблюдается рост давления на 100 атм и более, что положительно влияет на добычу нефти (рис. 1.7). Рисунок 1.7 – График динамики пластового давления Все добывающие скважины экспериментального участка оборудованы датчиками-газоанализаторами (на О2, СО и СО2), кроме того, химикоаналитической лабораторией проводятся анализы проб газа (исследуется компонентный состав) и нефти (определяется плотность, вязкость и фракционный состав нефти). Одним из основных газов, участвующих в процессе ТГВ, является азот. Это инертный газ, имеющий высокую подвижность. В результате исследований выявлено, что содержание азота в попутном нефтяном газе за период ТГВ значительно увеличивается (с 5–10% до 80% и выше). В ходе проведения промысловых работ при непосредственном участии автора выполнен анализ проблемы контроля ТГВ в части высокой погрешности при разделении аргона и кислорода на применяемом для контроля оборудовании. 30 На этом основании выполнена модернизация систем контроля и автоматизации установки ТГВ и совершенствование хроматографического оборудования, что позволило повысить точность определения компонентного состава попутного нефтяного газа (ПНГ) и, как следствие, уточнить результаты реализации ТГВ. Как отмечено выше, в ходе промысловых работ по ТГВ азот воздуха быстро прорывается в добывающие скважины, часто ограничивает добычу нефти, что может быть объяснено тем, что данный газ имеет более высокие термобарические условия смесимости с нефтью, высокую подвижность и низкую степень сжатия в сравнении с кислородом и углекислым газом. По этой причине азот может быстро прорываться в добывающие скважины, не выполняя при этом эффективной работы. В этой связи актуальным направлением исследований являются работы по сокращению объемов закачиваемого в пласт азота при сохранении высокой эффективности ТГВ. Также в ходе ТГВ на опытном участке повышается объем добываемых углеводородных газов, увеличивается содержание СО 2 в ПНГ, снижается вязкость и плотность нефти (рис. 1.8–1.10). Рисунок 1.8 – Диаграмма изменения фракционного состава нефти в ходе закачки воздуха 31 Рисунок 1.9 – Диаграмма изменения компонентного состава газа в ходе закачки воздуха Изменение свойств нефти за счет реализации технологии ТГВ на опытном участке 837 кг/м3 7,5 мм2/с До ТГВ В период ТГВ До ТГВ 800 кг/м3 В период ТГВ 2,4 мм2/с Вязкость при 20 °С Плотность при 20 °С Рисунок 1.10 – Таблица изменения вязкости и плотности нефти Представленные данные указывают на использование в качестве топлива керогена при реализации ТГВ, что подтверждает теоретические аспекты технологии, изложенные ранее. Таким образом, на Средне-Назымском месторождении подтверждено теоретическое основы технологии ТГВ, дальнейшее развитие разработки возможно за счет регулирования воздействия на пласт, повышения охвата пласта 32 воздействием и использования рабочих агентов с пониженным содержанием азота. Кроме того, на опытном участке выполнено бурение с отбором керна скважины №219бис в зону протекания окислительных процессов. Забой скважины №219бис расположен на расстоянии 71 м от забоя скважины №219. Исследования кернового материала выполнены специалистами ЗАО «МиМГО» ( в том числе В.Д. Немовой) совместно с автором настоящей работы. На основе анализа уникального кернового материала установлены интервалы протекания окислительных реакций при ТГВ. Рисунок 1.11 – Внешний вид керна скважины №219 бис из зоны протекания окислительных процессов ТГВ Данные интервалы отличаются красноцветным изменением внешнего вида пород, отсутствием запаха и следов углеводородов. Керн из интервала ТГВ отличается гидрофильными свойствами, что характерно для пород баженовской свиты, которые подверглись термическому воздействию (рис. 1.11). Общая толщина интервалов ТГВ составила более 2 м. 33 1.7 Экологические аспекты реализации технологии термогазового воздействия При ТГВ в пласте возникает неизотермическая фильтрация целого ряда компонентов совместно с экзотермическими окислительными реакциями и связанными с ними термодинамическими изменениями компонентного состава насыщающих пласт флюидов. Многокомпонентный массо- и теплоперенос, фазовое состояние и химические реакции при реализации технологии ТГВ представляются как взаимосвязанные явления. Постоянный контроль изменений состава продукции скважин осуществляется с помощью поточных датчиков-газоанализаторов, установленных в «Мера-Массомер». Установка «Мера-Массомер» с комплектом газоаналитического оборудования обеспечивает следующее: – ввод аварийных уставок измеряемого компонента газа; – передачу в операторную информации об объемном содержании О2, СО, СО2 в попутном нефтяном газе; – при превышении содержания О2 более 1% (объемных) автоматически закрывается задвижка с электроприводом на добывающей скважине, производится остановка станции управления электрическим центробежным насосом (СУ ЭЦН «РИТЭКС»), срабатывает световая и звуковая сигнализация на пульте оператора и на площадке нагнетательной скважины. Одновременно исследования состава продукции скважин производятся в химико-аналитической лаборатории, расположенной на опытном участке. 1.8. Исследование возможностей повышения эффективности ТГВ на основе регулирования режима воздействия на пласт Как отмечено выше, внутрипластовые процессы при закачке воздуха в пласт могут значительно отличаться в зависимости от объекта, где проводятся данные работы: традиционные коллекторы, пласты баженовской свиты, залежи с высоковязкой нефтью. Так, например, при разработке залежи вязкой нефти с 34 помощью технологии внутрипластового горения одной из основных задач выбора оптимального режима воздействия на пласт является минимизация потерь тепла в окружающие породы для обеспечения максимального прогрева нефти и снижения ее вязкости. При разработке залежей баженовской свиты с помощью ТГВ, наоборот, необходимо выбрать такой режим воздействия на пласт, который обеспечит максимальный прогрев недренируемых пород. Основными работами в области исследований эффективности режимов ТГВ являются [20, 30, 32, 71, 72, 86, 95, 96]. В работе [86] создана специальная модель ТГВ, применение которой позволяет обосновать технологические решения в области режимов воздействия на пласт, выполнен комплекс расчетов по обоснованию безопасности реализации ТГВ, показано, что при рассматриваемых в данной работе условиях в пласте обеспечивается полное потребление кислорода воздуха, кислород не прорывается в добывающие скважины. Кроме того, определены два основных параметра ТГВ, влияющие на эффективность воздействия на пласт: темп закачки воздуха и водовоздушное отношение. При этом рассматриваемая в [86] модель ТГВ предназначена исключительно для конкретного объекта и не учитывает специфику залежей баженовской свиты. В работах [32, 71, 72, 95, 96] детально рассматриваются параметры ТГВ для условий Средне-Назымского месторождения, определены режимы ТГВ для формирования смешивающегося вытеснения нефти в добывающие скважины, а также изложены рекомендации к организации процесса ТГВ. В частности, реализация технологии должна обеспечить: – формирование в пласте перемещающейся зоны генерации тепла; – прогрев максимально возможного объема недренируемой матрицы до температуры не ниже 250°С; – управление величиной водовоздушного отношения. При этом в указанных работах не рассматривается влияние темпа нагнетания водовоздушной смеси на эффективность работы установки ТГВ, 35 приведены некоторые оценочные данные для выбора данного параметра. Поэтому необходимо проведение дополнительных исследований в области изучения процесса ТГВ при изменении темпов нагнетания водовоздушной смеси и водовоздушного отношения. Согласно прогнозу, представленному в [32], в случае эффективного режима работы ТГВ на опытном участке Средне-Назымского месторождения в течение 30 лет могут быть достигнуты следующие основные технологические результаты: Суммарная добыча нефти – 760 тыс. т Дополнительная добыча нефти – 300 тыс. т Коэффициент нефтеотдачи – 40% Суммарная закачка воздуха – 260 млн норм. м3 Кроме того, в [71, 72] выполнен комплекс исследований в области обоснования внедрения установки ТГВ на Средне-Назымском месторождении. При этом установлено, что при правильной организации и реализации ТГВ возможно достичь: • полного исключения прорыва кислорода в добывающие скважины; • наиболее эффективного использования тепловой энергии окисления кислорода воздуха в пласте. Приведенные в указанных работах данные подтверждают, что применение ТГВ на породы баженовской свиты приводит к высоким значениям КИН. Следует отметить, что в представленных работах не исследованы возможности изменения состава рабочего агента нагнетания в части увеличения содержания в нем окислителя. На основе изучения основных публикаций в области исследования технологии ВПГ (ТГВ) отмечено, что в России отсутствует опыт внедрения ТГВ (ВПГ) с повышенным содержанием окислителя. При этом исследования в области использования данного рабочего в термогазовых методых повышения нефтеотдачи активно ведутся за рубежом [97, 31]. На основе анализа патента [20], а также в рамках личной дискуссии с одним из ведущих мировых специалистов в данной области – G. Mekhta отмечено, что 36 изменение состава рабочего агента в сторону увеличения в нем содержания окислителя может привести к повышению эффективности ТГВ. В этой связи целесообразным представляется проведение комплекса исследований в области влияния темпов нагнетания рабочего агента, водовоздушного отношения и содержания в рабочем агенте ТГВ. В перечисленных публикациях рассматриваются разные варианты расчетов параметров установки ТГВ. Так, в работе [95, 98] выполнена оценка оптимального водовоздушного отношения на основе базовых уравнений теплотехники и гидромеханики. В работах [32, 71, 72] аналогичные расчеты выполнены с применением специального симулятора CMG STARS. При этом согласно [32, 71, 72] комплекс расчетов проводится с учетом теоретических данных о режимах вытеснения нефти углекислым газом и азотом. В этой связи с целью уточнения параметров расчетной модели и проверки эффективности работы установки ТГВ необходимо выполнение экспериментальных исследований по изучению термогазовых процессов. Возможность использования рабочего агента ТГВ с повышенным содержанием окислителя обусловлена особенностями пластов баженовской свиты. Безопасность реализации данной модификации технологии и отсутствие прорывов кислорода в добывающие скважины может обеспечиваться за счет высокой пластовой температуры месторождения – более 65ºС и наличия в достаточном количестве керогена в залежи, однако данный вопрос требует проведения дополнительных исследований. Одним из основных компонентов, которые выделяются в пласте при реакции взаимодействия окислителя с пластовыми углеводородами в рамках ТГВ, является углекислый газ. Таким образом, при увеличении содержания окислителя в закачиваемом воздухе повышается содержание углекислого газа и снижается концентрация азота в пласте после окислительной реакции. С точки зрения вытеснения нефти из залежи диоксид углерода агентом в сравнении с азотом воздуха. является более эффективным 37 Кроме того, прорывы азота, которые отмечены при реализации ТГВ на Средне-Назымском месторождении, могут привести к преждевременному прорыву в добывающие скважины газов горения и снижению охвата процессом. Преждевременный прорыв газов к добывающим скважинам означает окончание процесса. Чтобы ослабить влияние этого фактора, используют закачку воды совместно с воздухом. Для обеспечения максимально эффективного поддержания пластового давления необходимо выбрать темп закачки воздуха (рабочего агента с повышенным содержанием окислителя) и воды, соответствующий суммарному отбору флюидов на добывающих скважинах. Согласно опубликованной информации [99, 100] в настоящее время в промышленности хорошо зарекомендовали себя три основных способа получения из воздуха рабочего агента с повышенным содержанием окислителя: адсорбционный, криогенный и мембранный. Выбор технологии определяется исходя из необходимого содержания окислителя в рабочем агенте и требуемого расхода [101, 38]. Авторы работы [102] отмечают ряд преимуществ использования кислорода в рамках технологии ТГВ. Использование рабочего агента с повышенным содержанием окислителя в процессе внутрипластового горения практикуется с 1980 года. Впервые использование дополнительного окислителя в процессе внутрипластового горения было предложено Ramey в 1954 году. По мнению специалиста, использование данного рабочего агента может обеспечить требуемый расход нагнетаемой в пласт водовоздушной смеси при более низкой скорости подачи и давлении. На основе анализа указанных выше работ установлены следующие преимущества использования рабочего агента с повышенным содержанием окислителя: 1. Применение рабочего агента с повышенным содержанием окислителя обходится дешевле в условиях увеличенного давления и высоком расчетом темпе 38 закачки рабочего агента. Оборудование 2. сравнительно проще и наземного комплекса представлено менее для небольших серьезными проектов операционными проблемами, чем при закачке атмосферного воздуха. Более низкая скорость нагнетания рабочего агента с повышенным 3. содержанием кислорода позволяет вести разработку опытного участка, геологофизические параметры которого не соответствуют критериям применения традиционного ТГВ (ВПГ). Использование смеси с повышенным содержанием окислителя при 4. ТГВ повышает концентрацию СО2 в вытесняющем агенте, что гарантирует создание смешивающегося вытеснения нефти. 5. При закачке рабочего агента с повышенным содержанием кислорода самовозгорание возникает быстрее в связи с высокими показателями скорости реакции. Использование 6. кислорода в качестве внутрипластовом горении может привести рабочего агента при к увеличению коэффициента вытеснения. Существует несколько причин: улучшение фильтрации потока за счет растворения СО2 в нефти и улучшение результатов добычи от снижения газового фактора. Закачка рабочего агента с повышенным содержанием окислителя 7. позволяет уменьшить эксплуатационные проблемы, как правило, возникающие при закачке воздуха, такие как низкая приемистость коллектора, а также неоднородность залежи. Выполняя патентный поиск, автор установил, что наиболее близко тему регулирования технологии ТГВ раскрывают документы [20, 30, 45]. Сущность способа разработки нефтяного месторождения [30] заключается в том, что в пласт через нагнетательную скважину закачивается кислородсодержащая смесь – воздух, и в пласте создается зона окисления нефти, перемещающаяся по направлению к добывающей скважине, при этом уровень 39 начальной пластовой температуры согласно способу должна превышать 65°С. Таким образом, в пласте создается зона окисления с радиусом не менее радиуса зоны полного потребления кислорода. Известен способ разработки нефтяной залежи путем закачки в пласт кислородосодержащей смеси, в котором для повышения эффективности нефтеизвлечения и безопасности проведения работ в призабойную зону нагнетательной скважины закачивают теплоноситель с температурой и в объеме, обеспечивающими полное потребление окислителя на стадии инициирования процесса. В данных исследованиях не учитываются особенности разработки залежей, содержащих кероген, кроме того, в работах не предполагается использование углекислого газа в качестве основного вытесняющего агента, образовавшегося в результате окислительной реакции рабочего агента с повышенным содержанием окислителя, с пластовыми углеводородами. Кроме того, в указанных работах не предусмотрено эффективное вовлечение в разработку углеводородных ресурсов твердого органического вещества – керогена. Наиболее подробно вопрос регулирования технологии ТГВ для условий баженовской свиты описан в способе разработки нефтекерогенсодержащих месторождений [20], в котором с целью увеличения нефтеотдачи месторождений легкой нефти ведется закачка в пласт через нагнетательную скважину кислородосодержащей водовоздушной смеси и создание в пласте зоны внутрипластовых окислительных и термодинамических процессов, при этом термогидродинамические процессы регулируются величиной водовоздушного отношения кислородосодержащей смеси из условия прогрева зоны пласта до температуры не ниже 250°С, для чего определяют оптимальную величину водовоздушного отношения. Для реализации вышеуказанного способа предлагается использовать установку ТГВ по патенту на полезную модель [45]. Указанная установка включает следующее основное оборудование: воздушные компрессоры первой и 40 второй ступеней компримирования, охладитель, влагоотделитель, воздушный ресивер, насос для закачки воды, контрольно-измерительную аппаратуру, нагнетательную и добывающую скважину с индивидуальными замерными установками и датчиками-газоанализаторами. Недостатком данной установки является то, что она не обеспечивает закачку в пласт рабочего агента с повышенным содержанием окислителя. Таким образом, в способе разработки нефтекерогеносодержащих месторождений по патенту [20] техническим решением является наиболее эффективное использование тепловой энергии окисления кислорода атмосферного воздуха в пласте, повышение уровня безопасности процесса за счет исключения появления кислорода в добывающих скважинах. Реализуются эти решения за счет регулирования величины водовоздушного отношения кислородосодержащей смеси из условия прогрева зоны пласта до температуры не ниже 250°С. При этом при выводе формулы определения оптимальной величины водовоздушного отношения используются удельные значения свойств атмосферного воздуха. Схема осуществления данного способа приведена в патенте на полезную модель [45] и указывает на то, что авторами данного изобретения принимается во внимание исключительно атмосферный воздух. Это объясняет отсутствие учета эффектов, связанных с превалирующим содержанием углекислого газа в пласте как вытесняющего агента. Согласно способу разработки месторождений по патенту [20] определена температура прогрева пласта – не ниже 250ºС. В указанном диапазоне температур, согласно температуры, при теоретическим данным, существует интервал значений которых достигается максимальная добыча жидких углеводородов из пород баженовской свиты. В случае превышения температуры прогрева пласта данного диапазона наблюдается снижение выхода жидких углеводородов из пород баженовской свиты и увеличение выхода газообразных продуктов, не являющихся целевыми при воздействии на пласт. Поэтому направлением повышения эффективности способа разработки месторождений по 41 патенту [20] может быть регулирование процесса ТГВ с целью обеспечения максимального объема прогрева пласта до оптимальной температуры. Таким образом, дополнительного изучения требует процесс извлечения углеводородов из пород баженовской свиты при разных термобарических условиях. Кроме того, в патенте [20] не рассматривается влияние темпа закачки воздуха на эффективность воздействия на залежь, поэтому данное направление исследований является актуальным. Обобщая результаты анализа литературных данных важно отметить необходимость в комплексном подходе к регулированию указанных в настоящей главе диссертационной работы основных параметров технологии ТГВ 1.9. Выводы 1. В мире накоплен обширный опыт реализации технологии ТГВ на месторождениях легкой нефти. Согласно мировому опыту внедрение технологии ТГВ позволяет увеличить нефтеотдачу на 10–17 процентных пунктов и более. 2. Перспективы развития технологии ТГВ связаны с повышением охвата пласта воздействием, выбором оптимального режима ТГВ и использованием рабочего агента с повышенным содержанием окислителя. 3. В настоящее время дополнительного изучения требует процесс комплексного регулирования параметров ТГВ, одновременный выбор которых обеспечивает эффективное воздействие на залежь. 4. Для уточнения математической модели ТГВ на Средне-Назымском месторождении необходимо проведение комплекса лабораторных исследований в области изучения кинетики реакций окисления и процесса преобразования керогена в легкую нефть при ТГВ. 1.10. Постановка цели и задач исследования На основании представленного выше литературного обзора , принимая во внимание отсутствие промышленного использования инновационной технологии 42 ТГВ для разработки залежей баженовской свиты, учитывая необходимость повышения эффективности ТГВ, определена цель выполнения исследований в рамках диссертационной работы – повышение эффективности технологии ТГВ на залежи баженовской свиты за счет комплексного регулирования темпа закачки рабочего агента, водовоздушного отношения и использования нагнетаемого агента с повышенным содержанием окислителя. Для достижения данной цели необходимо выполнение следующих задач: 1. Определение конверсии образцов керогенсодержащих пород баженовской свиты в жидкие углеводороды при их нагреве в диапазоне температур, соответствующих условиям реализации технологии ТГВ на залежи баженовской свиты, для уточнения аналитической модели ТГВ. 2. Определение кинетических параметров реакции окисления пород баженовской свиты для уточнения аналитической модели ТГВ на залежи баженовской свиты. 3. Определение эффективных режимов ТГВ с применением комплексного управления параметрами технологии на основе результатов лабораторных экспериментов и моделирования. 4. Обоснование эффективности применения нагнетаемого агента с повышенным содержанием окислителя для реализации комплексно управляемой технологии ТГВ на залежи баженовской свиты. 5. условиях. Проверка результатов численных исследований ТГВ в промысловых 43 ГЛАВА 2. ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССА ТЕРМОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ В соответствии с задачами диссертационной работы в настоящей главе при непосредственном участии автора в рамках [69] выполнены исследования по определению кинетических параметров окисления керогена и оценке потенциала извлечения углеводородов из образцов пород баженовской свиты при их нагреве за счет ТГВ. Данные исследования необходимы для учета параметров реализации ТГВ в математической модели воздействия на пласт. 2.1. Сведения о керне Для проведения исследований использованы образцы кернового материала залежи баженовской свиты Средне-Назымского месторождения. Образцы кернов представлены кероген-глинисто-силицитовыми породами с прослоями радиоляритов и аргиллитов. Основная масса породы сложена перекристаллизованными остатками кремнистых организмов, представленных радиоляриями и спикулами губок. Все образцы насыщены органическим веществом. В шлифах наблюдается несколько видов органического вещества, образующих разные по форме и величине вкрапления. Во всех образцах отмечается незначительная алевритовая примесь, а также отдельные вкрапления ромбоэдров доломита. карбонатного материала. Местами в глинистой массе отмечена примесь 44 2.2. Эксперименты по термодеструкции в условиях автоклава с образцами керна Средне-Назымского месторождения 2.2.1. Экспериментальная установка Контейнер для испытания образцов (рис. 2.1) состоит из корпуса 1 с фланцем 2 и крышкой 3, стягиваемыми болтами 4. Диаметр внутренней полости контейнера составляет 31 мм, длина рабочей части 130 мм. Уплотнение полости контейнера осуществляется с помощью прокладки 5, изготовленной из отожженной меди. Внутри контейнера расположен пенал 6 с вставленной в него сеткой 7. Исследуемый образец помещается на сетку 7, которая затем вставляется в пенал, после чего контейнер герметизируется затяжкой болтов 4. В крышке контейнера имеется отверстие с резьбой М14х1,5 в которое может вворачиваться штуцер 8 с медной прокладкой 9. Во время проведения эксперимента к штуцеру может быть присоединен манометр или другое устройство, или штуцер может быть заглушен. В ряде экспериментов вместо штуцера устанавливается специальное устройство (рис. 2.2) с запорным вентилем 1 и снимаемой перед нагревом контейнера крышкой 2. Это устройство позволяет, после охлаждения контейнера и навинчивания на него крышки с уплотнениями из фторопласта 3 и 4, произвести через штуцер 5 замер остаточного давления газов в полости контейнера и отбор этих газов для последующего исследования их состава. Устройство позволяет также через штуцер 5 заполнять полость контейнера газом с избыточным давлением, если это требуется по условиям эксперимента. В ходе эксперимента при нагреве образца в контейнере может развиваться значительное избыточное давление как за счет газов, выделяющихся при нагреве образца, так и за счет нагрева газа, закачиваемого в контейнер перед экспериментом. Корпус контейнера изготовлен из стали Х18Н10Т. 45 8 3 9 2 4 5 6 1 7 Рисунок 2.1 – Схема экспериментального контейнера 46 1 4 2 5 3 Рисунок 2.2 – Схема игольчатого клапана, используемого для измерения давления в контейнере. 2.2.2. Методика проведения исследований Исследованные образцы кернов недренирцуемой части залежи представляли собой однородную темную твердую массу с плотностью. Для экспериментов использованы навески в среднем массой 10–16 г. Перед экспериментом производилось взвешивание навески и загрузка ее в контейнер. Для дополнительного контроля производили отдельное взвешивание сетки и стакана, который находился внутри контейнера, а также суммарный вес сетки, 47 стакана и навески до начала прогрева контейнера и после его окончания, когда стакан с содержимым вынимался из контейнера после окончания эксперимента и охлаждения. Количество жидкой фазы, полученной в результате эксперимента, определяли весовым методом с использованием весов ВЛР-200. Измерение давления газовой среды внутри контейнера проводили после эксперимента по нагреву навески. Для этого производили частичную разгерметизацию контейнера, при которой его объем соединяли с рабочим объемом манометра. Предварительно проведенными контрольными замерами было установлено, что объем контейнера, заполненный газовой средой, составляет 80 см3, рабочий объем манометра 40 см 3. Таким образом, при соединении с манометром давление понижается и составляет 2/3 от исходного значения. 2.2.3. Анализ результатов исследований Проведена серия экспериментов с использованием образцов кернов Средне-Назымского месторождения. Температура в ходе эксперимента составила от 300 до 460ºС, давление составило от 10 до 25 атм. Результаты исследований представлены в таблице 2.1. Как следует из данных, приведенных в таблице, установлена тенденция увеличения конверсии образцов керна в жидкие углеводороды при повышении температуры от 300 до 340ºС, в диапазоне 340– 420ºС наблюдается стабилизация данного параметра на уровне 2,7%. При дальнейшем увеличении температуры наблюдается снижение конверсии образцов керна в жидкие углеводороды и увеличение выхода газообразных углеводородов. На рис. 2.3 показана зависимость конверсии образца керна в жидкие углеводороды при разных температурах. 48 Таблица 2.1 – Результаты термодеструкции образца керна СреднеНазымского месторождения Вес образца, г № п\п 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Начальный Конечный 11,8 10,5 9,9 15,6 16,2 11,55 16,17 15,05 12,1 11,65 10,2199 9,29459 14,04 14,6304 10,35 14,1 13,96 10,79 Конверсия, д.ед. Т ,0С 0,01271 0,02668 0,06115 0,1 0,09689 0,1039 0,12801 0,072425 0,108264 300 320 340 360 380 400 420 440 460 Продукты, % Жидкие Газ 62,5 57,2 42,5 31,5 28,9 25 21,7 31,2 12,2 37,5 42,8 57,5 68,5 71,1 75 78,3 68,8 87,8 Конверсия образца керна в жидкие УВ, % 3,5% 3,0% 2,5% 2,0% 1,5% 1,0% 0,5% 0,0% 290 340 390 Температура, ºC 440 490 Рисунок 2.3 – График конверсии образцов керна в жидкие углеводороды при разных температурах Таким образом, проведение серий экспериментов по термодеструкции в условиях автоклава с образцами керна Средне-Назымского месторождения позволили выявить ряд следующих закономерностей: 1. Установлено значительное влияние температуры на соотношение жидких и газообразных продуктов деструкции керогена. 49 2. Для достижения максимального выхода жидких продуктов при деструкции органического вещества образцов оптимальный температурный уровень находится в диапазоне 340–4200С. При меньших температурах (300– 3200С) уровень конверсии керогена незначителен (от 1,3% до 2,6%). При температурах 4200С и выше выход газообразных продуктов значительно превышает выход жидких продуктов. 2.3. Определение кинетических закономерностей окисления керогена баженовской свиты Анализ выполненных к настоящему времени исследований показал, что породы баженовской свиты являются перспективным источником углеводородов. При использовании термических методов добычи можно извлечь значительную долю содержащегося в пласте органического вещества посредством преобразования керогена в синтетическую нефть. Поэтому следующим этапом экспериментов было исследование кинетических закономерностей автоокисления породы баженовской свиты. Окисление породы кислородом воздуха выполнено при условии влажного окисления, как это предусмотрено технологией ТГВ. 2.3.1. Методика эксперимента Подготовку породы баженовской свиты к эксперименту проводили следующим образом. Породу разрушали на небольшие куски, затем размалывали в шаровой мельнице. Далее помол просеивали и отбирали для экспериментов фракцию частиц менее 0,2 мм. Моделирование процессов, происходящих при внутрипластовом окислении органического вещества, проводили с помощью автоматической кинетической установки на базе автоклава. В качестве окислителя использовали воздух. Скорость окисления определяли по уменьшению давления в автоклаве, состав газообразных продуктов определяли на основе хроматографического анализа. 50 2.3.2. Описание кинетической установки Основные изменения в устройстве автоклава заключались в использовании стеклянного вкладыша в автоклав, минимизации нетермостатируемых объемов, использовании тефлонового чехла для кармана термопары, измеряющей температуру реакционной массы, и установки тефлоновой мешалки. Схема установки приведена на рис. 2.4. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 16 10 11 12 13 14 15 Рисунок 2.4 – Схема кинетической установки (1 – электромотор, 2 – датчик давления, 3 – входной вентиль; 4 – предохранительный клапан, 5 – крепежный болт, 6 – укрепляющее кольцо, 7 – крепление крышки, 8 – крышка автоклава, 9 – термопара 1, 10 – термопара 2, 11 – карман для термопары с тефлоновым покрытием, 12 – мешалка, 13 – стеклянный вкладыш, 14 – корпус автоклава, 15 – нагревательная печь) Характеристики установки на базе автоклава следующие: 51 объем реактора (по паспорту) – 1 л; свободный объем установки – 1,08 л; максимальное рабочее давление – 14 МПа; максимальная рабочая температура – 350ºС. Свободный объем автоклава определяли газометрическим методом с использованием калиброванной по объему емкости. Объем газовой фазы (Vгаза) в автоклаве определяли по следующей формуле: Vгаза = Vреактор – Vвкладыш – Vнефти - Vводы , (1) где: Vреактор – свободный объем реактора, Vвкладыш – объем стеклянного вкладыша, Vнефти и Vводы – объемы загруженных в автоклав нефти и воды соответственно. Конструкция автоклава позволяла отбирать пробы газовой фазы для их последующего анализа в ходе реакции и осуществлять замер: температуры жидкой и газовой фаз (термопарами); давление в системе (датчиком давления). С помощью вторичного многоканального регистрирующего прибора Minitrend V5 в ходе опыта постоянно велась регистрация давления в реакторе, температура жидкой и газовой фаз. 2.3.3. Методика проведения кинетических экспериментов Последовательность операций при проведении экспериментов была следующая. В стеклянный вкладыш автоклава помещали дезинтегрированную породу и воду. Автоклав собирали, создавали требуемое давление. Затем включали нагрев и прогревали автоклав до требуемой температуры. Точность поддержания температуры была не ниже ±1оС. Время прогрева до температуры реакции (25–50 минут) вычиталось из общего времени реакции. В ходе эксперимента следили за изменением давления в автоклаве, что позволяло изучать кинетику поглощения кислорода. 52 В конце опыта из автоклава отбирали пробу горячего газа с использованием специальных пробоотборников высокого давления. Состав газовой фазы анализировали после охлаждения пробы с помощью газового хроматографа. Конструкция пробоотборника позволяла через два независимых канала (постоянных газов и углеводородных газов) вводить в хроматограф пробы для анализа, а также продувать газом-носителем пробоотборники хроматографа. Для хроматографического анализа газовой пробы на содержание основных газов (азота, кислорода, оксидов углерода) использовали хроматографические колонки длиной 3 м 1/8” HayeSep Q (азот, кислород и СО) и длиной 2 м 1/8” MolSieve 5A (углекислый газ). Глубину окисления нефти (количество поглощенного кислорода) рассчитывали по формуле: ∆[О2] = [(1000·Vгаза)/(R·T·Vнефти)]·∆Ргх, (2) где: ∆[О2] – количество молей поглощенного кислорода в 1 кг породы, моль/кг; Vгаза – объем газовой фазы, мл; R – универсальная газовая постоянная; T – температура, К; Vн – объем породы, мл; ∆Ргх – падение давления в ходе эксперимента, рассчитанное по результатам анализа газовой фазы. ∆Ргх рассчитывали по результатам хроматографического анализа газовой фазы с использованием следующей формулы: ∆Ргх = С·Кг·Ро· (1-∑Вгазов)·ά , (3) 53 где: ∑Вгазов – сумма выходов СО, СО2 и углеводородных газов С1–С6 на поглощенный кислород; С – объемная концентрация кислорода в воздухе; Кг – пересчетный коэффициент; Ро – начальное давление; ά – конверсия кислорода в ходе опыта (рассчитывали по результатам анализа газов). Пересчетный коэффициент показывает, во сколько раз увеличивается давление газов в автоклаве при нагреве с 20оС до температуры опыта в отсутствии породы и воды (определяли экспериментально). В конце опыта с использованием датчика давления определяли значение изменения давления в автоклаве (∆Рд). 2.3.4. Анализ результатов определения кинетических закономерностей поглощения кислорода при окислении керогена Эксперимент проводился следующим образом. В стеклянный вкладыш автоклава помещали навеску 50 г дезинтегрированной породы и 20 г воды. Вода не смачивает кероген, поэтому он находился на поверхности вводы. После чего автоклав закрывали и дальнейший эксперимент проводили по ранее описанной методике. После опыта керогенсодержащая порода представляла собой влажный порошок, смоченный водой. Начальные условия опытов и результаты анализа газообразных продуктов реакции приведены в таблицах 2.2 и 2.3. 54 Таблица 2.2 – Условия проведения и результаты опытов по окислению керогена воздухом Номер опыта Темпера о тура, С Начальное давление, атм Конверсия Время Глубина Выход СО2 При При кислорода, реакции, окислении, на По По комнатной температуре % час моль О2 /кг поглощенны данным данным температуре опыта й датчика ГХ кислород, ∆Р, атм анализа % 1 140,3 15 22,14 82,4 8,0 1,98 49,0 1,75 1,73 2 159,9 15 24,6 98,2 6,0 2,32 48,1 2,34 2,33 3 120,2 15 20,06 79,8 10,0 1,89 56,7 1,27 1,29 4 130,6 15 21,22 82,8 11,0 2,07 51,8 1,50 1,57 55 Таблица 2.3 – Состав газовой фазы после опытов в среде воздуха № 1 2 3 4 140,3 159,9 120,2 130,6 Время реакции, час 8,0 6,0 10,0 11,0 Загрузка керогена, г 50 50 50 50 Конверсия кислорода, % 82,4 98,2 79,8 82,8 Глубина 1,98 2,32 1,89 2,07 4,62 1,454 5,066 4,513 N2 87,454 89,274 86,063 87,086 CO2 7,902 9,246 8,854 8,401 Метан 0,004 0,004 0,003 Этан + этен 0,002 0,003 0,001 n-пентан 0,003 0,003 0,002 i-гексан 0,003 0,004 0,002 n-гексан 0,008 0,007 0,006 Температура, оС окисления, моль/кг Основные компоненты О2 +Ar - 56 2.3.5. Кинетические параметры окисления керогена Исследование кинетики автоокисления позволило получить значения максимальных скоростей автоокисления и периода индукции керогена (таблица 4.5). Зависимости температуры максимальных скоростей при автоокислении керогена и периодов индукции от удовлетворительно описываются уравнением Аррениуса. Полученные значения энергий активации приведены в таблице 2.4. Полученные данные показывают, что процесс автоокисления керогена начнется самопроизвольно при пластовых температурах. Таблица 2.4 – Кинетические параметры окисления керогена Период индукции (мин) Максимальная скорость окисления (моль/кг*с) Энергия Логарифм Коэффициент Энергия Логарифм активации, предэкспоне корреляции активаци и предэкспоне кДж/моль нциального кДж/моль множителя 22,9 -0,565 Коэффициент корреляции нциального множителя 0,98 22,0 -1,476 0,99 2.4. Выводы 1. Определены значения конверсии образцов кернового материала при температуре от 300 до 460ºС в жидкие углеводороды – от 0,012 до 0,12 д.ед. Наибольший уровень конверсии образцов керна в жидкие углеводороды в переделах 0,06–0,12 д.ед. установлен при температуре 340–4200С. 2. На основе лабораторных исследований определены параметры уравнения Аррениуса для периода индукции и во время максимальной скорости окисления: энергия активации составила 22,9 и 22,0 кДж/моль соответственно, логарифм предэкспоненциального соответственно. множителя составил 0,565 и -1,476 57 ГЛАВА 3. ЧИСЛЕННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ТЕРМОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖИ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ 3.1. Основные задачи исследований В главах 1 и 2 настоящей диссертационной работы исследованы особенности технологии ТГВ на залежи баженовской свиты, основанные на анализе теоретических, лабораторных и промысловых данных. Теоретические основы ТГВ на залежи баженовской свиты подтверждены результатами исследований на Средне-Назымском месторождении. Согласно проведенным исследованиям основные возможности повышения эффективности ТГВ на Средне-Назымском месторождении связаны с комплексным регулированием параметров технологии. В связи с этим в настоящей главе была поставлена и решалась задача комплексного регулирования ТГВ с использованием аналитической модели на основе одновременного выбора темпа закачки рабочего агента, водовоздушного отношения и применения рабочего агента с повышенным содержанием кислорода. Задача решалась с помощью программного комплекса STARS, который представляется наиболее подходящим применительно к решению задач ТГВ на пласты, содержащие трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы нефти. Для исследования технологических показателей использованы линейная модель элемента пласта баженовской свиты и модель в масштабе опытного участка Средне-Назымского месторождения, созданные при непосредственном участии автора в рамках выполнения [32, 71]. Данные модели адаптированы для рассматриваемых месторождения. условий залежи баженовской свиты Средне-Назымского 58 3.2. Некоторые преимущества программного комплекса STARS Программный комплекс STARS позволяет задавать и учитывать в расчетах: свойства резервуара (габариты, расположение, пористость, сжимаемость, теплофизические, физико-механические и электрические свойства и т.д.); свойства компонентов (молекулярные веса, критические параметры, энтальпии, вязкости и др. свойства, относящиеся к газообразным, жидким и твердым компонентам); взаимодействие жидкостей и породы (капиллярные свойства, межфазные свойства, взаимные проницаемости жидкостей и газов, абсорбционные свойства); геомеханику (упругопластические модели породы, ее термическое расширение, прочностные свойства и изменение проницаемости под действием внутреннего давления, точечные и распределенные нагрузки, в том числе гравитационные, влияние циклов нагружения–разгрузки на свойства породы и др.); гидро-газодинамические процессы при течении в пласте нефти, воды, пара, различных газов, а также течение полимеров, гелей, пены и др.; теплофизические процессы в породе при закачке в нее воды, пара и различных газов. 3.3. Этапы выполнения численных исследований С целью проведения исследований на первом этапе моделировался линейный элемент пласта баженовской свиты Средне-Назымского месторождения, включающий нагнетательную и добывающую скважины, на котором изучались внутрипластовые процессы, реализуемые при закачке в залежь воздуха или рабочего агента с повышенным содержанием кислорода. На данном этапе рассмотрены также вопросы безопасности при ТГВ. На втором этапе использовалась модель опытного участка. Важной составляющей исследований на данном этапе являлось изучение возможностей 59 комплексного регулирования параметров технологии ТГВ при изменении водовоздушного отношения и темпа закачки атмосферного воздуха. Третий этап исследований включал расчеты на модели опытного участка. Расчеты выполнялись с целью исследования эффективности комплексного регулирования ТГВ с применением рабочего агента с повышенным содержанием окислителя. Результаты расчетов являются основой для подготовки рекомендаций по внедрению ТГВ на опытном участке Средне-Назымского месторождения. 3.4. Краткое описание расчетных моделей Детальное описание расчетных моделей приведено в [72], кроме того при составлении модели использовались материалы [102, 104, 103, 105, 106] поэтому в данном разделе рассматриваются лишь некоторые особенности разработки данных моделей. Для изучения процессов, происходящих внутри пород баженовской свиты при ТГВ, была использована термогидродинамическая линейная модель элемента пласта. Данная модель позволяет моделировать механизм процесса вытеснения нефти термогазовым методом с учетом основных особенностей его реализации. Отличительной особенностью модели является то, что в ней были учтены следующие процессы, имеющие место при реализации ТГВ: экзотермическая химическая реакция окисления органических веществ кислородом воздуха; образование в результате химической реакции продуктов окисления (CO, CO2, кокса); фазовые переходы вследствие изменения термодинамического состояния системы; испарение и конденсация легких углеводородных фракций; 60 растворение легких углеводородных фракций, CO и CO 2 в нефти; изменение концевых точек и формы кривых относительных фазовых проницаемостей (ОФП) и капиллярного давления трехфазной системы от температуры и поверхностного натяжения; перенос тепла за счет теплопроводности и конвекции; теплопотери в кровлю и подошву пласта за счет теплопроводности. Для модели линейной фильтрации рассматривается гипотетический нефтенасыщенный элемент пласта конечных размеров, залегающий на глубине 2750–2760,5 метров и имеющий толщину 10,5 метров. Линейная модель пласта – двумерная, блочно-центрированная 6-слойная, состоящая из 900 гидродинамических ячеек. На рис. 3.1 показан вертикальный разрез этой модели. Рисунок 3.1 – Модель линейной фильтрации для исследования основных закономерностей извлечения нефти с помощью ТГВ Модель, представленная на рис. 3.1, получена на основе геологической модели опытного участка залежи баженовской свиты Средне-Назымского месторождения. 61 В модели 1, 2, 3, 5 и 6-й слои непроницаемы и обладают свойствами матрицы, а 4-й слой является дренируемым пропластком с проницаемостью 10 мД. Матрица, дренируемый пропласток и окружающие пласт породы однородны и изотропны по латерали, имеют одинаковую и постоянную начальную температуру, но различаются по своим теплофизическим свойствам. В таблице 3.1. представлено распределение толщин модели, которые во всех вариантах расчетов были постоянными. При этом геолого-физические характеристики, указанные в таблице 3.2, в вариантах расчетов также не изменялись. Таблица 3.1 – Размеры модели пластов Модель линейной фильтрации Размер модели, м Размер ячеек, м lx = 750 X 5 ly = 1 Y 1 Z1-3 2 Z4 2 Z5 1 Z6 1,5 H 10,5 h Общая толщина пласта, м Размерность модели пласта X*Y*Z Количество ячеек 150×1×6 900 узлов Таблица 3.2 – Геолого-физическая характеристика модели пласта Параметры пласта Глубина кровли пласта Сжимаемость дренируемого пропластка и матрицы Начальная пластовая температура Начальное пластовое давление Единица измерения Среднее значение м 2750 кПа-1 5·10-7 С кПа 107 33100 62 В модели линейной фильтрации добывающая и нагнетательная скважины располагаются в крайних ячейках модели 4-го слоя, как показано на рис. 3.1. В качестве граничного условия в модели на нагнетательной скважине задавался постоянный расход закачиваемого агента. Забойное давление в нагнетательной скважине зависит от плотности флюида в стволе скважины. Оно росло с увеличением водовоздушного отношения, в то время как устьевое давление считалось постоянным – 350 атм. Для создания модели пластовой нефти за основу была взята нефть СреднеНазымского месторождения. Композиционная модель нефти, представлена всего 2-мя компонентами: – Oil – широкая фракция средних и тяжелых углеводородов; – Gas – широкая фракция легких углеводородов. Полученные нефтяные компоненты считаются базовыми и характеризуют изначально присутствующую в пласте нефть. Пластовая вода и вода, образующаяся в результате химических реакций, представлена в модели компонентом – Water. Закачиваемый воздух моделируется смесью двух компонентов – азот-монооксид углерода (N2_CO – 79%) и кислорода (Oxygen – 21%). Продуктами реакций окисления и деструкции являются азот-монооксид углерода (N2_CO), диоксид углерода (CO2), гидрооксиды (CHxOy), фракция средних углеводородов (LightOil) и кокс (Coke). В качестве керогена были созданы два дополнительных компонента – Kerogen и SolidOil. Таким образом, в пласте находятся 11 компонентов: 1. Oil; 2. Gas; 3. LightOil; 4. Oxygen (кислород); 5. N2_CO (азот-монооксид углерода); 63 6. CO2 (диоксид углерода); 7. Water (вода). 8. CHxOy (гидрооксиды); 9. Coke (кокс); 10. Kerogen (кероген1); 11. SolidOil (кероген2). Компоненты Gas, LightOil, CO2, Water, CHxOy фильтруются как в жидкой, так и в газовой фазах, фильтрация компонентов O2, N2_CO происходит только в газовой фазе, а компонента Oil – только в жидкой фазе. Фильтрации компонентов Coke, Kerogen и SolidOil не происходит, так как они представляют собой в первоначальном состоянии твердые вещества. Согласно представлениям о химических процессах при ТГВ с учетом возможностей термогидродинамического симулятора в исследовательской модели были реализованы следующие семь химических реакций: 1) 1 Oil + 31,9044 Oxygen ==> 11,1534 CHxOy; 2) 1 Gas + 2,01726 Oxygen ==> 0,705208 CHxOy; 3)1 CHxOy + 10,1615 Oxygen ==> 7,94418 Water + 6,75631 CO2 + 0,43916 N2_CO; 4) 1 Oil ==> 2,72517 LightOil + 5,61384 Coke; 5) 1 Oil + 47,8565 Oxygen ==> 26,3026 Water + 31,8193 CO2 + 2,06826 N2_CO; 5) 1 Light Oil + 14,357 Oxygen ==> 7,89078 Water + 9,5458 CO2 + 0,620477 N2_CO; 6) 1 Coke + 1,55534 Oxygen ==> 0,854835 Water + 1,03413 CO2 + 0,0672184 N2_CO. Псевдокомпонент Oil подвергается двум реакциям (№1 и №5) окисления, одна из которых (№5) идет с образованием конечных продуктов в виде компонентов 64 Water, CO2 и N2_CO, а другая (№1) – с образованием промежуточного компонента CHxOy. Помимо этого подвергается Oil реакции разложения (№4) на псевдокомпонент LightOil и кокс (Coke). Псевдокомпонент Gas имеет молекулярную массу, меньшую по значению молекулярной массы пентанов (25 г/моль), и непосредственно в зоне окислительных реакций он будет почти полностью отсутствовать. Реакция №2, описывающая процесс частичного окисления псевдокомпонента Gas c образованием гидроксильного промежуточного компонента CHxOy, в совокупности с остальными семью реакциями имеет наименьшее значение и записана только с точки зрения полноты описания химического процесса. В целом поведение данного псевдокомпонента в основном будет описываться только процессами конденсации и испарения. Данные изменения состояния описываются в модели с применением коэффициента корреляции в уравнениях констант фазового равновесия, являющимися функциями давления и температуры (К – value). Образующийся в качестве промежуточного продукта реакций окисления компонент CHxOy, как и продукт разложения псевдокомпонета Oil – псевдокомпонент LightOil, участвует в реакциях горения (№3 и №6) с образованием конечных продуктов в виде компонентов Water, CO2 и N2_CО. Реакция №7 с горением кокса рассмотрена для случая, когда при формировании очага горения в поровом пространстве процесс при достаточном количестве окислителя может достигать высоких температур выше 200 оС. При отсутствии таких участков в модели, данная схема в расчетах не участвует. Рассмотренные реакции являются основными для описания химических процессов, происходящих при ТГВ, но в условиях баженовской свиты их недостаточно. Наличие керогена в пластах баженовской свиты и его химическая активность под воздействием высоких температур требует задания дополнительных реакций, учитывающих эти особенности. 65 Для задания реакции горения керогена в модели была использована бруттоформула, полученная по результатам лабораторных исследований и применяемая для пересчета теплового эффекта при горении керогена на поглощенный кислород: С25.61H35.61O3S0.24+O2=CO2+H2O+SO2 При этом молярная масса керогена составляет 0,4 кг/моль. Но указанной реакции недостаточно, чтобы с учетом возможностей используемого термогидродинамического симулятора задать наличие керогена. Это связано с результатами лабораторных экспериментов, согласно которым, как уже описывалось выше, кероген не просто является топливом для реакций горения и, как следствия, роста пластовой температуры, а из него в процессе реакции термодеструкции образуются углеводороды.. Для учета образования углеводородов из керогена первоначально было создано два псевдокомпонента – Kerogen и SolidOil, которые одинаковы по своим физическим свойствам и находятся в твердом состоянии. Первый из них предусмотрен для моделирования той части керогена, которая в результате термодеструкции остается в твердом остатке и образует собой топливо для реакций горения. В свою очередь, SolidOil моделирует ту часть керогена, которая соответствует образовавшемуся количеству углеводородов. Таким образом, в модели заложены следующие две реакции, посредством которых задается наличие керогена и его химическая активность: 1 Kerogen + 33,48 Oxygen ==> 19,125 Water + 25, 61 CO2 1 SolidOil ==> 3.333333 LightOil Начальное количественное содержание псевдокомпонентов Kerogen и SolidOil в модели задано таким образом, чтобы их суммарное объемное содержание на 1 м 3 66 дренируемого пласта равнялось 4%, из которых 60% приходится на долю первого, а оставшиеся 40% – на долю второго псевдокомпонента. 3.5. Исследование внутрипластовых процессов при термогазовом воздействии Комплекс расчетов в рамках первого этапа проведен на линейной модели однородного пласта. При этом основная цель исследований сводилась к воспроизведению механизма извлечения нефти из пластов баженовской свиты с помощью ТГВ при использовании рабочего агента с повышенным содержанием окислителя. Существенное внимание уделялось также проблеме безопасной реализации данной технологии в пластовых условиях. Это связано с тем, что основной риск связан с прорывом кислорода в добывающие скважины, что может привести к возникновению взрывоопасной ситуации. Для соблюдения условий безопасного ведения процесса необходимо четко придерживаться таких технологических параметров реализации процесса закачки кислородосодержащих газов, которые обеспечивают полное потребление кислорода в зоне, размеры которой значительно меньше расстояний между нагнетательными и добывающими скважинами. Задача рассматривалась на срок до 20 лет. За базовый вариант принята технология закачки воздуха, содержащего 21% кислорода и 79% азота. Расчетными вариантами предусмотрено увеличение содержания окислителя до 100%. На рис. 3.2 представлены профили температуры и насыщенностей нефти, газа и воды в пласте после закачки рабочих агентов в объеме 0,1 порового объема пласта (Vпор). Как видно из представленных рисунков, зона окислительных процессов характеризуется температурой до 220оС для базового варианта и до 300оС в случае применения рабочего агента с повышенным содержанием окислителя. Также можно отметить, что непосредственно перед зоной окислительных реакций образуется вал 67 увеличенной водонасыщенности, возникающий вследствие фильтрации воды, образовавшейся в результате окислительной реакции. а) б) Рисунок 3.2 – Профили температуры и насыщенности нефти, газа и воды в модели после прокачки 0,1 Vпор воздуха: а – для закачки атмосферного воздуха; б – для закачки рабочего агента с повышенным содержанием окислителя 68 На рис. 3.3 видно, что вязкость пластовой нефти меняется в соответствии с изменением температуры. Перед фронтом окислительных реакций вязкость снижается – это связано с тем, что при повышении температуры вязкость нефти снижается. Следует также отметить, что в качестве топлива в реакциях окисления используется кероген с образованием диоксида углерода и воды, то есть кокс в результате горения образуется в гораздо меньших объемах в сравнении с реализацией ТГВ в традиционных коллекторах. Рисунок 3.3 – Профили температуры пласта и вязкости нефти в модели после прокачки 0,2 Vпор воздуха Постоянное изменение физико-химических характеристик пластовой нефти обусловлено изменением компонентного состава жидкой и газовой фаз за счет процессов испарения и конденсации. смешивающегося вытеснения (рис. 3.3). Это говорит о реализации режима 69 Рисунок 3.4 – График изменения концентраций азота и углекислого газа после закачки 0,001 Vпор рабочего агента с повышенным содержанием окислителя На рис. 3.4 видно, что в результате окислительных реакций выделяется значительное количество углекислого газа, при этом наблюдается одновременное увеличение доли азота с последующим его снижением, что связано с особенностями смешивающегося вытеснения и растворением части углекислого газа в нефти. На графике также видна высокая подвижность азота. Для оценки влияния темпа закачки рабочего агента с повышенным содержанием окислителя на механизм извлечения нефти проведены расчеты с разными значениями расхода нагнетаемого воздуха от 4 до 36 м 3/сутки. Темп закачки воздуха оказывает заметное влияние на характер протекания процессов в модели (рис. 3.5). Увеличение расхода нагнетаемого агента приводит к увеличению максимальной температуры в зоне реакции, что связано с ростом интенсивности окислительных процессов. Так, при увеличении темпа закачки с 4 м3/сут до 16 м3/сут максимальный уровень температуры возрастает с 163оС до 290оС, затем, начиная с темпа 16 м3/сут, роста температуры уменьшается. 70 Максимальная температура в зоне реакции достигается при 36 м 3/сут – 370 оС. Отмечено также, что при закачке совместно с воздухом воды наблюдается снижение температуры в зоне реакций и увеличение длины тепловой оторочки. Рисунок 3.5 – График изменения температуры в модели при разном темпе закачки рабочего агента с повышенным содержанием окислителя, после закачки 0,3 Vпор Для сравнения режимов ТГВ при использовании в качестве рабочего агента воздуха и водовоздушной смеси с повышенным содержанием кислорода выполнен расчет, результаты которого представлены на рис. 3.6. Сравнивая графики на рисунках 3.5 и 3.6, видно, что температура в зоне реакции при закачке рабочего агента с повышенным содержанием кислорода выше, чем температура в данной зоне в базовом варианте. Следует также отметить, что на начальной стадии реализации ТГВ наблюдается значительный рост температуры в призабойной зоне скважины. Для того чтобы «отодвинуть» фронт горения от забоя нагнетательной скважины, рекомендуется закачка воды на начальном этапе реализации технологии. 71 Рисунок 3.6 – Графики пизменения температуры в модели при разных темпах закачки воздуха, после закачки 0,3 Vпор Нахождение зоны окислительных реакций после 600 дней закачки рабочего агента для разного темпа закачки воздуха от 4 до 36 м3/сут видно на рис. 3.7. Наибольшая температура после 600 дней закачки рабочего агента с повышенным содержанием окислителя установлена при темпе нагнетания 36 м3/сутки. Рисунок 3.7 – Графики профилей температуры в модели при разных темпах закачки рабочего агента 72 Следует отметить, что повышение температуры в зоне реакций приводит к снижению остаточной водонасыщенности, в результате перед зоной окислительных реакций водонасыщенность в случае большей плотности потока воздуха выше. Технология ТГВ с использованием рабочего агента с повышенным содержанием окислителя должна обеспечивать полную безопасность реализации процесса и исключать возможность прорыва кислорода в добывающие скважины. На рис. 3.8 видно, что полное потребление кислорода после прокачки 0,6 Vпор происходит на расстоянии, не превышающем 35 м от нагнетательной скважины, что и указывает на безопасность реализуемой технологии. Рисунок 3.8 – Графики изменения концентрации кислорода в модели пласта Во всех выполненных расчетах (темп закачки воздуха – от 4 до 36 м3/сут, концентрация кислорода – до 100%, срок разработки – до 20 лет) зона полного потребления кислорода значительно меньше расстояния между добывающей и нагнетательной скважиной. Это в первую очередь связано с высокой начальной пластовой температурой – 107оС. Как уже отмечалось выше, именно благодаря высокой пластовой температуре 73 технология ТГВ при использовании рабочего агента с повышенным содержанием окислителя может быть реализована с соблюдением мер безопасности, гарантирующих полное потребление кислорода на расстояниях, кратно меньших расстояний между добывающими и нагнетательными скважинами на реальных месторождениях. Проведенные исследования это полностью подтверждают. Следует также отметить, что при увеличении содержания окислителя в рабочем агенте, закачиваемого при ТГВ, наблюдается увеличение времени прорыва азота в добывающую скважину, а в последующем – снижение объемов добываемого азота (рис. 3.9). Так, уже на начальном этапе закачки (после закачки 0,01 V пор) видна значительная разница концентраций азота в модели при закачке воздуха и обогащенного кислородом воздуха. Это объясняется уменьшением количества закачиваемого в пласт азота. Рисунок 3.9 – График изменения концентрации азота в модели Таким образом, на линейной модели пласта выполнено исследование внутрипластовых процессов при ТГВ с использованием рабочего агента с повышенным содержанием окислителя, отмечено следующее: 1. При ТГВ с использованием рабочего агента с повышенным содержанием окислителя наблюдается полное потребление кислорода на расстоянии от нагнетательной скважины значительно нагнетательной и добывающей скважинами. меньшем, чем расстояние между 74 2. При закачке рабочего агента с повышенным содержанием окислителя при ТГВ наблюдается значительный рост температуры в зоне реакции в сравнении с базовым вариантом (закачкой воздуха). 3. Обогащение закачиваемого воздуха кислородом приводит к уменьшению содержания азота в закачиваемом рабочем агенте, что влияет на время прорыва азота в добывающие скважины и на объемы добываемого в последующем газа. 3.6. Исследование возможностей комплексного регулирования технологии термогазового воздействия при использовании рабочего агента с повышенным содержанием кислорода Принципиальной отличительной особенностью ТГВ на породы баженовской свиты является то, что применение технологии должно обеспечить эффективное вытеснение нефти из дренируемых зон за счет формирования смешивающегося вытесняющего агента в результате самопроизвольных внутрипластовых окислительных процессов и из матрицы – за счет формирования тепловой оторочки в дренируемых зонах и прогрева из них матрицы. Принимая во внимание вышесказанное, на модели участка месторождения, проведено исследование возможностей комплексного регулирования параметров ТГВ. Комплексное регулирование ТГВ должно обеспечить решение следующих основных задач: 1) формирование в дренируемых литотипах пород перемещающейся зоны генерации тепла; 2) создание условий для формирования смешивающегося вытеснения; 3) прогрев максимально возможного объема нефтекерогеносодержащей недренируемой матрицы до оптимальной температуры; 4) минимизация вероятности прорыва газов, образовавшихся в результате внутрипластовых окислительных реакций, в добывающие скважины. 75 На текущем этапе численных исследований выполнены расчеты разных режимов работы установки ТГВ при закачке в пласт атмосферного воздуха, определены накопленные объемы добычи нефти для каждого варианта. Основные характеристики базового варианта расчета разработки участка баженовской свиты приведены в таблице 3.4. Таблица 3.4 – Характеристика модели опытного участка Характеристики Система размещения скважин Среднее расстояние между скважинами, м Забойное давление скважин, МПа – добывающих (минимальное) – нагнетательных (максимальное) Коэффициент использования фонда скважин, д.ед. – добывающих – нагнетательных Коэффициент эксплуатации скважин, д.ед. – добывающих – нагнетательных Предельная обводненность при отключении добывающих скважин, % Продолжительность добывающих скважин, лет работы Значения Площадная девятиточечная обращенная 750 12 45 0,9 0,9 0,9 0,9 98 До предельного обводнения скважины, либо при превышении газового фактора 5000 м3/м3 Вывод из эксплуатации добывающих скважин в расчетах при реализации ТГВ проводился при достижении обводненности продукции 98% или при достижении порогового значения газового фактора – 5000 м3/м3. Забойные давления добывающих скважин ограничивались давлением насыщения. Компенсация отбора 76 закачкой определялась из условия поддержания среднего пластового давления 0,9– 1,1 от начального пластового. Также приняты следующие значения при расчетах: – минимальное забойное давление добывающих скважин – 12 МПа; – максимальное забойное давление нагнетательных скважин – 45 МПа. С целью регулирования фронта вытеснения и обеспечения высокого охвата воздействием на каждой добывающей скважине контролировался дебит газа. В случае превышения значения qгаз = Qзакачка/Nскважин (Qзакачка – текущий темп закачки воздуха в пласт, N скважин – количество работающих скважин в этот момент) дебита газа на скважине повышается давление, вследствие чего происходи перераспределение фильтрационных потоков, фронт меняет свое направление и распространяется более равномерно. Максимальный темп закачки поддерживается на начальном этапе реализации технологии, в последующем, вследствие вывода из эксплуатации добывающих скважин, темп закачки снижается. Исследования выполнены с применением материалов [107] Результаты расчетов представлены в виде поверхности значений на рисунке 3.10. 77 Д1 Г2 Г1 А1 Б2 А2 Б4 Б3 А3 А4 Д6 Г5 Б5 А5 Д7 Г6 В5 В4 В2 В2 В1 Б1 Д3 Д2 Д5 Д4 В6 Д8 Г7 Г8 В7 Б6 Б7 А6 А7 В8 Б8 А8 Рисунок 3.10 – Диаграмма накопленной добычи нефти при комплексном регулировании параметров ТГВ 78 На диаграмме видно, что расчетные режимы реализации ТГВ обеспечивают добычу углеводородов в объеме от 570 до 680 тыс. тонн. Например, в точке А 5 за счет выбора темпа нагнетания воздуха –50 тыс. норм. м3/сут и водовоздушного отношения 0, т.е. без закачки воды объем полученной в итоге нефти составит 646 тыс. тонн, а при том же темпе закачки воздуха, но при закачке воды темпом 100 м3/сут в постоянном режиме – точка В5 ,объем полученной в итоге нефти составит на 34 тыс. тонн больше. Дальнейшее увеличение объемов закачиваемой воды нецелесообразно, так при темпе закачки воздуха 50 тыс. норм. м3/сут и водовоздушном отношении 0,004 объем добычи нефти составит 642 тыс. тонн. Таким образом, подтверждается эффективность комплексного параметров ТГВ. Максимальный объем накопленной добычи нефти получен при следующем варианте работы установки ТГВ (точка В5): темп нагнетания атмосферного воздуха 50 тыс. норм. м3/сутки, водовоздушное отношение 0,002. С учетом исследования погрешности для условий расчётов и баженовской масштабирования свиты результатов Средне-Назымского месторождения определены рекомендуемые параметры технологии ТГВ: темп закачки воздуха 44-59 тыс. норм. м3/сут, водовоздушное отношение 0,0016- 0,0023. В дальнейшем на 3 этапе исследований выполнены расчеты разных вариантов работы установки ТГВ с учетом увеличения содержания окислителя в рабочем агенте при разных темпах нагнетания кислородсодержащей смеси и водовоздушных отношениях. В рамках исследований отмечено, что при повышении содержания окислителя в рабочем агенте увеличивается оптимальное водовоздушное отношение. Аналогично численным исследованиям, выполненным в рамках 2-го этапа, определены режимы ТГВ, обеспечивающие наибольшие объемы добычи углеводородов. Результаты расчетов представлены на рисунке 3.11. 79 Рисунок 3.11 – График накопленной добычи нефти при разном содержании окислителя в рабочем агенте На графике видно, что увеличение содержания кислорода в закачиваемой смеси значительно влияет на накопленную добычу нефти по рассмотренным вариантам. При этом удельный прирост накопленной добычи нефти при увеличении содержания кислорода в воздухе снижается начиная с 60% и более. На основе результатов выполненных расчетов подготовлена заявка на полезную модель – «Установка термогазового воздействия», которая обеспечивает закачку в пласт воздуха рабочего агента с повышенным содержанием окислителя. С учетом снижения прироста накопленной добычи нефти при увеличении содержания кислорода в воздухе с учетом погрешности расчётов эффективное содержание окислителя в рабочем агенте ТГВ составило 53-80%. Темп закачки рабочего агента при этом составил 22-27 тыс. норм. м3 /сутки. Данный вариант может рассматриваться в качестве перспективного, учитывая необходимость в приобретение дополнительного оборудования. 80 3.7. Оценка технико-экономической эффективности внедрения установки ТГВ Технико-экономическая оценка эффективности внедрения технологии ТГВ выполнена на основе четырех вариантов. Каждый из расчетных вариантов предполагает создание месторождении, опытного включает участка капитальные ТГВ на Средне-Назымском затраты на бурение скважин, строительно-монтажные работы, проектные работы, а также закупку и монтаж комплекса оборудования. Краткое описание расчетных вариантов представлено далее. Вариант 1 (рекомендуемый вариант с учетом результатов выполненных исследований). Разработка опытного участка с применением технико- технологического комплекса ТГВ. Основное оборудование установки ТГВ: компрессорная станция (темп нагнетания воздуха 50 тыс. норм. м3/сут.), насосная станция. Индивидуальные измерительные установки с блоком газоаналитического оборудования (определение в постоянном режиме CO, CO2 и O2) на каждую добывающую скважину, лаборатория с хроматографическим оборудованием. Вариант 2 (без выбора оптимального режима воздействия на пласт с помощью ТГВ). Разработка опытного участка с применением техникотехнологического комплекса ТГВ. Основное оборудование установки ТГВ: компрессорная станция (темп нагнетания воздуха 20 тыс. норм.м3/сут.). Индивидуальные измерительные установки с блоком газоаналитического оборудования (определение в постоянном режиме CO, CO2 и O2) на каждую добывающую скважину, лаборатория с хроматографическим оборудованием. Вариант 3 (перспективный вариант с применением для реализации ТГВ рабочего агента с повышенным содержанием окислителя). Разработка опытного участка с применением технико-технологического комплекса ТГВ. Основное 81 оборудование установки ТГВ: компрессорная станция (темп закачки рабочего агента 25 тыс. норм. м3/сут.), насосное оборудование, система газоразделения. Индивидуальные измерительные установки с блоком газоаналитического оборудования (определение в постоянном режиме CO, CO2 и O2) на каждую добывающую скважину, лаборатория с хроматографическим оборудованием. Вариант 4 (без ТГВ). Разработка опытного участка без применения методов повышения нефтеотдачи. Результаты анализа технико-экономической эффективности инвестиций в разработку опытного участка сведены в таблицу 3.5. Таблица 3.5 – Анализ технико-экономической эффективности инвестиций в разработку опытного участка Вариант 1 2 3 4 Капитальные вложения, млн руб 1350 1260 1390 1190 NPV, млн руб. 165 20 235 -880 Срок окупаемости, лет 13 16 11 - Накопленная добыча нефти, тыс. тонн 680 575 730 113 Как видно из таблицы, наименьшие капитальные затраты – в варианте 4. Большая часть из данных затрат – 950 млн рублей – это инвестиции в строительство скважин опытного участка. Оценочная стоимость установки ТГВ с учетом рекомендуемых параметров составляет 160 млн рублей. Таким образом, капитальные вложения в обустройство участка по варианту 1 составят 1350 млн рублей. Вариант 2 в сравнении с вариантом 1 имеет меньшие капитальные затраты в связи с отсутствием необходимости закупки и монтажа насосной станции, а также в связи с меньшей производительностью компрессорной станции. 82 Вариант 3 имеет наибольшие капитальные затраты, связанные с необходимостью приобретения специального оборудования газоразделения. Налоговые ставки, участвующие в экономической оценке вариантов разработки рассматриваемого участка, приняты в соответствии с действующим законодательством. Расчет экономических показателей эффективности произведен в постоянных ценах (без учета инфляции), в условиях полного налогообложения, при нормах дисконта 10%. Затраты на обслуживание добывающих скважин определены на основе данных по Средне-Назымскому лицензионному участку и включают в себя заработную плату производственных рабочих, отчисления на социальное страхование, цеховые расходы, общепроизводственные и общехозяйственные расходы, а также затраты на содержание и эксплуатацию оборудования. Показатели эффективности разработки определялись при условии сбыта добываемой нефти на внутреннем рынке по цене 12241 руб./т (с НДС). Результаты оценки показали, что освоение опытного участка с применением традиционных систем разработки является экономически и технологически малоэффективным – инвестиции в разработку опытного участка по варианту 4 не окупаются. Повысить эффективность разработки опытного участка возможно с помощью использования технологии ТГВ и комплекса соответствующего оборудования. Накопленный дисконтированный денежный поток за рассмотренный период для рекомендованного варианта реализации ТГВ составил 165 млн руб., срок окупаемости проекта – 13 лет. Эффективность от инвестирования в реализацию данного варианта проекта по показателю NPV на 83 145 млн руб. больше в сравнении с вариантом 2, который не предусматривает рекомендованного в настоящей работе выбора параметров ТГВ. Наибольшая экономическая эффективность получена при реализации варианта 3 (использование рабочего агента с повышенным содержанием окислителя). Сравнивая варианты 1 и 3, видно, что дополнительные инвестиции на закупку и монтаж специального оборудования для реализации предлагаемой модификации ТГВ – окупаются. На основании изложенного для реализации рекомендуются варианты 1 и 3. 3.8. Выводы 1. Разработаны и обоснованы параметры комплексно управляемого процесса ТГВ для условий Средне-Назымского месторождения: темп закачки воздуха 44-59 тыс. норм. м3/сутки, водовоздушное отношение 0,0016-0,0023. Согласно оценке выбор данного режима в сравнении с закачкой воздуха темпом 20 тыс. норм. м3/сутки без нагнетания воды позволяет дополнительно добыть на опытном участке до 105 тыс. тонн нефти (прирост КИН на 8 процентных пункта). 2. Установлено, что реализация комплексного регулирования ТГВ при увеличении содержания окислителя с 21% до 53-80% в составе нагнетаемого агента обеспечивает дополнительную добычу нефти в количестве не менее 50 тыс. тонн (прирост КИН на более чем 3 процентных пункта). 84 ГЛАВА 4. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССА ТЕРМОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ОПЫТНОМ УЧАСТКЕ В РАЙОНЕ СКВ. №3003 СРЕДНЕ-НАЗЫМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, АПРОБАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ЧИСЛЕННЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ 4.1. Общие сведения об опытном участке проведения исследований ТГВ Апробация результатов работы выполнена на опытном участке СреднеНазымского месторождения, состоящего из семи скважин: одной нагнетательной и шести добывающих. В дальнешем планируется увеличить количество скважин до девяти. Реагирующими на опытном участке являются скважины 210, 3008, 3009, 3005, 3007, 100Г. Скважина №210 остановлена. Схема участка представлена на рисунке 4.1. Рисунок 4.1 – Схема участка ТГВ в районе скважины №3003 Средне-Назымского месторождения 4.2. Разработка и внедрение установки ТГВ, обеспечивающей эффективный режим воздействия на пласт согласно результатам выполненных исследований На основании исследований, выполненных в главах 1–3 диссертационной 85 работы, принимая во внимание [108, 109, 110, 111, 112, 113, 114] для реализации технологии ТГВ на Средне-Назымском месторождении разработана технологическая схема основного оборудования установки ТГВ в районе скважины №3003 Средне-Назымского месторождения, включающая: – блочную компрессорную станцию, обеспечивающую закачку воздуха под давлением до 37 МПа, темп закачки до 48 тыс. норм. м3/сут с помощью двух параллельно подсоединенных станций по 24 тыс. норм. м3/сут каждая; – насосную станцию, обеспечивающую закачку воды в необходимом расчетном диапазоне; – системы контроля, мониторинга и автоматизации ТГВ. Результаты данных исследований легли в основу проекта обустройства и внедрены на опытном участке в районе скважины №3003 Средне-Назымского месторождения (рис. 4.2). Рисунок 4.2 – Фотография участка ТГВ в районе скважины №210 СреднеНазымского месторождения (I – насосная станция для закачки воды под высоким давлением, II – эксплуатационные скважины опытного участка, III – блоки управления индивидуальными замерными установками «Мера-Массомер», IV – индивидуальные замерные установки «Мера-Массомер», V – блочная компрессорная станция) 86 Для монтажа выбрано следующее компрессорное оборудование: – винтовой компрессорный блок GA132VSD Pack-14-50 Atlas Copco (рис. 4.3), обеспечивающий увеличение давления с 0,1 до 1,0 МПа; – воздушный поршневой (дожимной) компрессор Ariel (рис. 4.3). Рисунок 4.3– Винтовой компрессорный блок и дожимной компрессор 4.3. Анализ первых результатов реализации процесса ТГВ на опытном участке в районе скважины №3003 Средне-Назымского месторождения Всего за период 2015 года в рамках исследований ТГВ на опытном участке в районе скв. №3003 закачано 2 674 тыс. норм. м3 воздуха, в том числе: I цикл (с 19.03.2015 по 29.04.2015) – закачано 233 тыс. норм. м3; II цикл (с 24.06.2015 по 31.12.2015) – 2 441 тыс. норм. м3. Кроме того в 2015 году в пласт закачано 7,8 тыс. норм. м3 азота и 453 м3 воды. Объем закачанного в скважину №3003 воздуха в пластовых условиях составил 11,6 тыс. м3. Условный радиус распространения дымовых газов от скважины №3003 согласно результатам аналитических расчетов составил 227 метров. В ходе ТГВ в пласт закачано 561 тыс. норм. м3 кислорода.. Анализ результатов ТГВ выполнен на примере скважины №3007, ближайшей к нагнетательной скважине №3003. 87 Скважина №3007 введена в эксплуатацию в январе 2010 года. С февраля 2010 года по август 2011 года эксплуатация данной скважины велась в фонтанном режиме со средним дебитом 40 т/сутки. С августа 2011 года по настоящее время эксплуатация скважины ведется с помощью ЭЦН. За период с августа 2011 года по январь 2015 года дебит данной скважины снизился с 40 до 18 т/сут в связи со снижением пластового давления в зоне дренирования данной скважины. Динамика дебита нефти скважины №3007 представлена на рис. 4.4, на котором видно увеличение дебита нефти в период с февраля по март 2015 года и с июня 2015 года по настоящее время. Данная скважина имеет хорошую гидродинамическую связь с нагнетательной скважиной. Этим объясняется быстрая реакция скв. №3007 на закачку воздуха в скважину №3003. Рисунок 4.4 – График динамики режима работы скважины №3007 СреднеНазымского месторождения Динамика газового фактора продукции скважины №3007 представлена на рисунке 4.5. Средний газовый фактор по данной скважине до ТГВ составил 210 м3/т. В период первого цикла закачки воздуха наблюдается рост газового фактора до 460 м3/т. После приостановки закачки воздуха на опытном участке с 88 мая по октябрь 2015 года наблюдается плавное снижение газового фактора с 460 до нативной величины данного параметра – 225 м3/т. Рисунок 4.5 – График динамики газового фактора скважины №3007 СреднеНазымского месторождения В период с ноября по декабрь 2015 года наблюдается увеличение газового фактора с 225 до 301 м3/т. При этом важно отметить, что время реакции скважины, в части увеличения газового фактора, на второй цикл закачки больше на 5 месяцев, чем время реакции скважины на первый цикл закачки. Это говорит о перераспределении фильтрационных потоков в мае–июне 2015 года. Динамика компонентного состава ПНГ скважины №3007 представлена на рисунке 4.6. 89 30 100 90 25 20 80 15 70 10 07.12.15 17.11.15 28.10.15 08.10.15 18.09.15 29.08.15 09.08.15 20.07.15 30.06.15 10.06.15 21.05.15 01.05.15 50 11.04.15 0 22.03.15 60 02.03.15 5 10.02.15 Объемное содержание компонента ПНГ (N2, CO2, O2, C5-C8), % 35 О2 N2 СО2 С5-С8 С1-С4 Рисунок 4.6 – График динамики компонентного состава ПНГ скважины №3007 На рисунке видно, что в период первого цикла закачки наблюдается увеличение содержания азота в ПНГ с 1,5 до 18%. Одновременно установлено снижение содержания С1–С4 в ПНГ с 94 до 80%. В период с августа по декабрь 2015 года наблюдается рост содержания азота в ПНГ в среднем с 5,5 до 8,6%, что является следствием влияния на скважину №3007 второго цикла закачки воздуха. Для оценки динамики объема добычи углекислого газа выполнен расчет добычи углекислого газа на 1 тонну нефти. Результаты расчета представлены на рисунке 4.8. На рис. 4.7 представлен график динамики содержания СО 2 в 1 тонне нефти, видно, что в период первого цикла закачки содержание СО 2 в 1 т нефти увеличилось с 6,9 до 16,1 м3/т, в период второго цикла закачки – с 7,7 до 10,8 м3/т. Увеличение содержания углекислого газа в залежи связано с протеканием окислительных реакций в пласте. Углекислый газ является одним из основных продуктов окислительной углеводородами. реакции кислорода воздуха с пластовыми Объемное содержание Динамика компонентного состава ПНГ 3007 скважины 90 Рисунок 4.7 – График динамики содержания СО2 в 1 т нефти скважины №3007 В сравнении с темпом роста азота, темп роста углекислого газа в ПНГ ниже. Азот не участвует в окислительных реакциях, является инертным газом с высокой подвижностью, имеет низкую растворимость в нефти. Также за период ТГВ отмечено и увеличение содержания углеводородного газа на 1 т нефти с 216 до 380 м3/т. 4.4. Выводы 1. В промысловых условиях апробирована установка термогазового воздействия, режим работы которой разработан и обоснован в настоящей диссертационной работе. В рамках исследований в пласт закачано 2,6 млн норм м3 воздуха. 2. Получены промысловые результаты, подтверждающие протекание окислительных реакций при ТГВ: наблюдается увеличение содержание азота в попутном нефтяном газе скважины 3007 с 1,5 до 18% при отсутствии в нем кислорода, наблюдается повышение содержания СО 2 на 1 тонну нефти с 7 до 16 м3/т и увеличение содержания углеводородного газа на 1 т нефти с 216 до 380 м3/т. 91 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. На основе результатов исследований обоснован способ повышения коэффициента извлечения нефти на величину до 0,08 долей единицы при разработке залежи баженовской свиты с помощью технологии термогазового воздействия за счет комплексного регулирования следующих ее параметров: темпа закачки рабочего агента, водовоздушного отношения и использования нагнетаемого агента с повышенным содержанием окислителя. 2. На основе результатов лабораторных исследований образцов керна баженовской свиты при термогазовом воздействии определены следующие параметры, используемые для уточнения аналитической модели данного процесса: температура эффективной конверсии (6-12%) в жидкие углеводороды составила 340 – 420 ºС, энергия активации составила 22,0 кДж/моль, логарифм предэкспоненциального множителя составил -1,476. 3. процесса Разработаны и обоснованы параметры комплексно управляемого термогазового воздействия для условий Средне-Назымского месторождения: темп закачки воздуха 44-59 тыс. норм. м3/сутки, водовоздушное отношение 0,0016-0,0023. Согласно оценке выбор данного режима в сравнении с закачкой воздуха темпом 20 тыс. норм. м3/сут. без нагнетания воды позволяет дополнительно добыть на опытном участке до 105 тыс. т нефти (прирост КИН на 8 процентных пункта). 4. Установлено, что реализация комплексного регулирования технологии термогазового воздействия при увеличении содержания окислителя с 21% до 53-80% в составе нагнетаемого агента обеспечивает дополнительную добычу нефти в количестве не менее 50 тыс. т (прирост КИН на более чем 3 процентных пункта). 92 5. В промысловых условиях апробирована установка термогазового воздействия, режим работы которой разработан и обоснован в настоящей диссертационной работе. В ходе исследований в пласт закачано 2,6 млн норм м3 воздуха, получены результаты, подтверждающие протекание окислительных реакций при ТГВ: наблюдается увеличение содержание азота в попутном нефтяном газе 3007 скважины с 1,5 до 18% при отсутствии в нем кислорода, наблюдается повышение содержания СО2 на 1 т нефти с 7 до 16 м3/т, увеличение содержания углеводородного газа на 1 т нефти с 216 до 380 м 3/т. 93 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Oil and Gas Journal. – 2010. – Аpril 19. – № 14. – Р. 41–53. 2. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации № 1715-р от 13 ноября 2009 г. 3. Государственный доклад «О состоянии и использовании минерально- сырьевых ресурсов Российской Федерации в 2007 году». – МПР России. – М., 2008. 4. Концепция программы преодоления падения нефтеотдачи // Под редакцией проф. А. А. Боксермана. – М. : Госдума РФ, ОАО «Зарубежнефть», 2006. – 144 с. 5. Koottungal L. 2008 worldwide EOR survey. O&GJ. – 2008, Apr. 21. – P. 47–57. 6. Alvarado V., Manrique E. Oil recovery: an update review // Energies. – 2010. 3. – P. 1529–1575. 7. Федун Л. А. Интервью журналу «Эксперт». – №12. – 28.03.2012. 8. Боксерман А. А. Нужны методы увеличения нефтеотдачи? [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.energyland.info/analitic-show49848. 9. Боксерман А. А. Востребованность современных МУН — обязательное условие преодоления падения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. – №10. – 2004. 10. Якуцени В.П., Петрова Ю.Э., Суханов А.А. Динамика доли относительного содержания трудноизвлекаемых запасов нефти в общем балансе // Нефтегазовая геология. Теория и практика, 2007 (2). 11. Алварадо В., Мандрик Э. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Планирование и стратегии применения. – М. : Премиум инжиниринг, 2011. 94 12. SPE 72503. Turta A. T., Singhal A. K. Reservoir engineering aspects of light-oil recovery by air injection. Paper presented at the 1998 SPE International Conference and Exhibition held in China, Beijing, 2–6 November; SPE Reservoir Evaluation & Engineering, August 2001, p. 336–344. 13. Кокорев В. И. Инновационный подход к разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 08. – С. 58–59. 14. Боксерман А.А., Ямбаев М.Ф. Термогазовый метод повышения нефтеотдачи месторождений легкой нефти. // Сб. научн. тр. ВНИИнефть. – 2003. – Вып. 129. Теория и практика разработки нефтяных месторождений. – С. 14–21. 15. Боксерман А. А. Результаты и перспективы применения тепловых методов воздействия на пласт // Тепловые методы воздействия на пласт (Материалы отраслевого семинара, состоявшегося 5–8 октября 1971 г. в г. Ухта). – ВНИИОЭНГ, Москва, 1971. – С. 10–16. 16. Закачка воздуха для пополнения резервов в залежах, имеющих природные трещины. Койолксауки Флорес Кабрера, Хосе А. Гонсалес Гевара, Бернардо Мартинес Гарсиа, Фернандо Флорес Авила и Хуан М. Берланга Гутьеррес. PEMEX Exploracion y Produccion (Разведка и Производство), Copyright 2007,CIPM, AIPM, AMGP, AMGE, и SPE. Второй Конгресс и Международная нефтяная выставка, Мехико, 2007. 17. Оганов К. А., Бернштейн А. М. Результаты опытных работ по созданию внутрипластового очага горения на Сходницком месторождении // Нефтяное хозяйство. – №9. – 1976. – С. 36–39. 18. Hardy W. C. et al. In-Situ Combustion in Thin reservoir Containing Light Oil // Journ. Petrol. Technol. – V. 24. – 1971. – №2. – Р. 199–208. 19. Обзор проектов применения МУН в мире // Oil & Gas Journal. – 2004. – №4; 2008. – №4; 2010. – №4; 2012. – №4. 20. Патент РФ №2418944 от 16.04.2010. Способ разработки нефтекерогеносодержащих месторождений / А. А. Боксерман, В. И. Грайфер, Н. М. Николаев, В. И. Кокорев, О. В. Чубанов, А. С. Якимов, В. Б. Карпов, А. П. 95 Палий.Кокорев В. И. Инновационному пути развития сегодня нет альтернативы // Нефть и капитал. – 2007. – №3. – С. 2–5. 21. Боксерман А. А., Грайфер В. И, Кокорев В. И., Джафаров И. С., Савельев В. А., Хавкин А. Я., Чубанов О. В. Проблемы технологического повышения извлекаемых запасов нефти России. Материалы конференции «Наноявления при разработке месторождений углеводородного сырья: от наноминералогии и нанохимии к нанотехнологиям». – Москва, 18–19 ноября 2008 г. 22. Якуцени В. П., Петрова Ю. Э., Суханов А. А. Нетрадиционные ресурсы углеводородов – резерв для восполнения сырьевой базы нефти и газа в России // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2009(4). 23. Боксерман А. А., Грайфер В. И., Кокорев В. И., Чубанов О. В. Термогазовый метод увеличения нефтеотдачи // Интервал. – №7 (114). – 2008. 24. Грайфер В. И., Боксерман А. А., Николаев Н. М., Кокорев В. И., Чубанов О. В. Интеграция тепловых и газовых методов увеличения нефтеотдачи – основа технико-технологического комплекса разработки месторождений нетрадиционных ресурсов и трудноизвлекаемых запасов нефти. Доклад на Международном форуме по нанотехнологиям «Rusnanotech», Москва, 2010. 25. Ибатуллин Т. Р. // Нефтяное хозяйство. – 2008 – №10. – С. 74. 26. Амелин И. Д. Внутрипластовое горение. – М. : Недра, 1980. – 233 с. 27. Бетелин В. Б., Юдин В. А., Афанаскин И. В. и др. Создание отечественного термогидросимулятора – необходимый этап освоения нетрадиционных залежей углеводородов России. – М. : ФГУ ФНЦ НИИСИ РАН, 2015. – 206 с. ISBN 978-5-93838-053-0. 28. SPE. Stokka S., RF-Rogaland Research; A. Oesthus. Evaluation of air injection as an IOR method for the giant Ekofisk Chalk field. Paper presented at the SPE International Improved Oil Recovery Conference (№97481) in Asia Pacific held in Kuala Lumpur, Malaysia, 5–6 December 2005, p. 1–14. 29. Yannimaras D. V., Sufi A. H., Fassihi M. R. The Case for Air Injection into Deep Light Oil Reservoirs. Proc. Of the 6th European IOR-Simposium in 96 Stavanger. – Norway. May 21–23, 1991. 30. Патент РФ 2139421. Способ разработки нефтяного месторождения. 09.09.1 998. Авторы: Боксерман А. А. (патентообладатель), Антониади Д. Г., Батурин Ю. Е., Бернштейн А. М., Кашик А. С., Малышев А. Г., Сонич В. П. 31. Moore, R. G., D. W. Bennion and J. P. Millour (1984). Comparison of enriched air and normal air in-situ combustion, in F.A. Curtis, ed. Energy Development: New Forms, Renewable, Conservatione: proceedings of ENERGEX 84, Regina, Saskatchewan, Canada, May 14–19. – Pergamon Press, Toronto, Canada, pp. 65–70. 32. Кокорев В. И. Технико-технологические основы инновационных методов разработки месторождений с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными запасами нефти : диссертация доктора техн. наук. – М., 2010. – 399 с. 33. Gutierrez D. The challenge of predicting field performance of air injection projects based on laboratory and numerical modeling. – JCPT 2009. – Vol. 48. – №4. – P. 23–34. 34. Плынин В. В. Термогазовый метод и баженовская свита [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.energyland.info/analitic-show50375. 35. Е. Г. Кокорев В. И., Судобин Н. Г., Полищук А. М., Власов С. А., Горлов Термодеструкция керогена битуминозных пород Галяновского месторождения баженовской свиты // В кн. «Наноявления при разработке месторождений углеводородного сырья: от наноминералогии и нанохимии к нанотехнологиям» (Материалы конференции, Москва, 18–19 ноября 2008). – М. – С. 261–266. 36. Moore, R. G., D. W. Bennion, J. D. M. Belgrave, D. N. Gie, and M. G. Ursenbach, (1987). New insights into enriched air in-situ combustion, paper SPE-16740 presented at the 62 Annual technical conference, Dallas, Texas, September 27–30. 37. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов – М. : Недра, 1989. – 442 с. 38. Вольф А. А., Петров А. А. Особенности инициирования процесса внутрипластового горения в низкопроницаемых керогеносодержащих породах // 97 Нефтяное хозяйство. – 2006. – №4. – С. 56–58. 39. Майк Фрейм, Рик Макги, Свен Хаге, Oil and Gas Journal. 2010. Нагнетание вспененного кислорода December 20144. № 12 (56). 40. Майкл Фрейм. Патент США № 7,882,893 B2 Комбинированное смешивающееся вытеснение для добычи тяжелой нефти. 41. Хвиздос, Леонард Дж. С с соавт. Методы увеличения нефтеотдачи путем закачки в пласт обогащенного кислородом воздуха: Результаты испытаний на месторождении Форест Хилл в Техасе // Нефтяные технологии. – 1983, июнь. – P. 1061–1070. 42. Афанаскин И. В. Повышение технологической эффективности метода направленной закачки воздуха в нефтяные пласты на основе численного моделирования и результатов гидродинамических исследований скважин : дис. … канд. техн. наук. – М. : ВНИИнефть, 2013. 43. Слюсарев Н. И., Мозер С. П., Ибраев Р. А., Григорьева А. В. Патент РФ №2283949. Способ разработки нефтяного месторождения. 44. Антонов С. В., Зобов П. М., Бакулин Д. А. и др. Оценка перспектив использования пероксида водорода в термоокислительных методах добычи нефти // Башкирский химический журнал. – 2013. – Том 20. – №2. 45. Патент РФ №90492. Установка термогазового воздействия / В. И. Грайфер, В. И. Кокорев, А. С. Якимов, В. Б. Карпов, О. В. Чубанов, А. А. Боксерман. – Заявл. 25.09.2009. 46. Chen Z., Wang L., et al. Low Temperature Oxidation Experiments and Kinetic Model of Heavy Oil // Advances in Petroleum Exploration and Development. – Vol. 4, №2, 2012, pp. 58–62. 47. Gutierrez D., Miller R. J., Taylor A. R., Thies B. P. Buffalo Field High- Pressure-Air-Injection Projects: Technical performance and Operational Challenges // Paper SPE 113254, SPE/DOE Symposium on improved Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma, 20–23 April 2008. 48. United States Patent № 7,882,893. Feb. 8, 2011. Combined miscible drive 98 for heavy oil production. 49. Монтес А. Р., Гутиэрес Р., Мур А. Г., Мехта С. А., Урсенбах М. Г. Является ли нагнетание воздуха под высоким давлением обычной закачкой газа горения // Статья SPE 133206. – 2008. 50. Tunio S. Q., Tunio A. H. et al. Comparison of Different Enhanced Oil. 51. Recovery Techniques for Better Oil Productivity // International Journal of Applied Science and Technology. – Vol. 1, #5, September 2011. 52. Амелин И. Д. Внутрипластовое горение. – М. : Недра, 1980. – 230 с. 53. Байков Н. М., Байкова Е. Н. Перспективы разработки месторождений сланцевой нефти // Нефтяное хозяйство. – 2013. – №5, №7. 54. Ивановский В. Н., Кокорев В. И., Боксерман А. А., Карпов В. Б., Дарищев В. И., Палий А. П., Ахмадейшин И. А., Щеколдин К. А. Техника и технология термогазового воздействия на залежи баженовской свиты : методич. пособие для студентов нефтегазового профиля, обучающихся по направлению 151000 «Технологические машины и оборудование». – 2014. – 30 с. 55. Клубова Т. П. Миграция углеводородов в осадочных породах. – М. : Недра, 1986. – 188 с. 56. Добрянский А. Ф. Горючие сланцы СССР. – Л., 1947; Лопатин Н. В., Емец Т. П. Баженовская свита Западно-Сибирского бассейна: нефтегазоносные свойства и катагенетическая зрелость // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. – 1999. – №7. – С. 2–17. 57. Зарипова О. Г., Сонич В. П. Новый тип разреза баженовской свиты и перспективы увеличения извлекаемых запасов на территории деятельности ОАО «Сургутнефтегаз». Материалы 4-й научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», Ханты-Мансийск, 2001. 58. Вассоевич Н. Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти (Исторический обзор и современное состояние). – Изв. АН СССР. Серия «Геология». – 1967. – №11. 99 Зубков М. Ю., Скрылев С. А., Бондаренко П. М., Бачин С. И., Кос 59. И. М., Медведев Н. Я., Чуйко А. И. Методы оценки перспектив нефтегазоносности баженовской и абалакской свит Западной Сибири. Материалы второй научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», Ханты-Мансийск, 1999. 60. Скачек К. Г., Осыка А. В., Гарифулин И. И. Перспективы нефтеносности баженовской свиты Когалымского региона. Материалы 7-й научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», Ханты-Мансийск, 2004. 61. Хабаров В. В., Кузнецов Г. С. Аномальные разрезы баженовской свиты Западной Сибири // Нефть и газ. – 2001. – №4. 62. Нестеров И. И., Ушатинский И. Н. Нефтегазоносность глинистых пород Западной Сибири. – М. : Недра.Jha A. R. Cryogenic Technology and applications, U.S. – 2006. – 288 p. 63. Славкин В. С., Алексеев В. Д. Колосков В. Н. Некоторые аспекты геологического строения и перспектив нефтеносности Баженовской свиты на западе Широтного Приобья // Нефтяное хозяйство. – 2007. – №8. – С. 100–104; Сонич В. П., Батурин Ю. Е., Малышев А. Г., Зарипов О. Г., Шеметилло В. Г. Проблемы и перспективы освоения Баженовской свиты // Нефтяное хозяйство. – 2001. – №9. – С. 63–68. 64. Афанасьев И. С. Текущее состояние и планы освоения баженовской свиты по месторождениям ОАО «НК «Роснефть» // Научно-практическая конференция им. Н. Н. Лисовского: «Инновационные технологии оценки, моделирования и разработки залежей нефти баженовской свиты». 28 сентября 2010 года. 65. Батурин Ю. Е., Сонич В. П., Малышев А. Г., Зарипов О. Г. Оценка перспектив применения метода гидротермического воздействия в пласте Ю 0 месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» // Интервал. – 2002. – №1. – С. 17–36. 66. Новый отечественный способ разработки месторождений баженовской свиты (часть 1) / В. Ю. Алекперов, В. И. Грайфер, Н. М. Николаев, 100 В. Б. Карпов, В. И. Кокорев, Р. Г. Нургалиев, А. П. Палий, А. А. Боксерман, В. А. Клинчев, А. В. Фомкин // Нефтяное хозяйство. – №12. – 2013. – С. 100–105. 67. Новый отечественный способ разработки месторождений баженовской свиты (часть 2) / В. Ю. Алекперов, В. И. Грайфер, Н. М. Николаев, В. Б. Карпов, В. И. Кокорев, Р. Г. Нургалиев, А. П. Палий, А. А. Боксерман, В. А. Клинчев, А. В. Фомкин // Нефтяное хозяйство. – №1. – 2014. – С. 50–53. 68. Сонич В. П., Батурин Ю. Е., Малышев А. Г., Зарипов О. Г., Шеметилло В. Г. Проблемы и перспективы освоения Баженовской свиты // Нефтяное хозяйство. – 2001. – №9. – С. 63–68; Батурин Ю. Е., Сонич В. П., Малышев А. Г., Зарипов О. Г. Оценка перспектив применения метода гидротермического воздействия в пласте Ю0 месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» // Интервал. – 2002. – №1. – С. 17–36. 69. Научно-технический отчет по этапу 2, глава 6 «Исследование термобарических условий залегания продуктивных пластов Баженовской свиты, состава и свойств углеводородных ресурсов в ее продуктивных отложениях» в рамках выполнения работ по государственному контракту с Федеральным агентством по науке и инновациям от 16.05.07 № 02.525.11.5002 с целью выполнения комплексного проекта «Создание и внедрение инновационного технологического комплекса для добычи трудноизвлекаемого и нетрадиционного углеводородного сырья (кероген, битуминозные пески, высоковязкие нефти), 2009. 70. Боксерман А. А., Грайфер В. И., Николаев Н. М., Кокорев В. И., Чубанов О. В., Ушакова А. С. Термогазовое воздействие на залежи баженовской свиты // SPE-138074, доклад на Нефтегазовой технической конференции и выставке SPE, Москва, 26–28 октября 2010. 71. Научно-технический отчет по этапам 3-6 комплексного проекта «Создание и внедрение инновационного технологического комплекса для добычи трудноизвлекаемого и нетрадиционного углеводородного сырья (кероген, битуминозные пески, высоковязкие нефти)» Государственного контракта с Федеральным агентством по науке и инновациям от 16.05.07 № 02.525.11.5002. – 101 М. : РИТЭК, 2008–2009. 72. Соломатин А. Г. (ответственный исполнитель). Технологическая схема опытно-промышленных работ по термогазовому воздействию на породы баженовской свиты Средне-Назымского месторождения. – М. : ВНИИнефть, 2010. – 870 с. 73. Кокорев В. И., Власов С. А., Судобин Н. Г., Полищук А. М. Исследование процесса термического воздействия на образцы пород баженовской свиты // Нефтепромысловое дело. – 2010. – №3. – С. 12–19. 74. Кокорев В. И., Судобин Н. Г., Полищук А. М., Власов С. А., Горлов Е. Г. Термодеструкция керогена битуминозных пород тутлеймской (баженовской) свиты месторождений Красноленинского района // Материалы II международного научного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». – М. : ВНИИнефть им. академика А. П. Крылова. – М., 2009. – Том 1. 75. Антонов С. В., Полищук А. М., Боксерман А. А. Развитие термогазового метода повышения нефтеотдачи. Кинетические закономерности автоокисления керогена и нефти // В сб. «Теория и практика применения методов повышения нефтеотдачи пластов». Материалы 2-го Международного симпозиума, 15 сентября 2009 г. – Т. 1. – С. 183. 76. Кероген: Методы изучения, геохимическая интерпретация / Богородская Л. И. и др. – Новосибирск : Изд-во СО РАН, филиал «Гео», 2005 – 254 c. 77. Соломатин А. Г. Термогазовое воздействие и месторождения Сибири [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.energyland.info/analitic-show52541. 78. Лопатин Н. В., Емец Т. П. Нефтегенерационные свойства баженовской свиты на территории ХМАО. Материалы 2-й научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», ХантыМансийск, 1999. 102 79. Сонич В. П. Перспективы разработки отложений Баженовской свиты на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». – М., 2002. 80. Григорьева Г. Ф., Рыльков А. В., Фишбейн В. Ю. Оценка тепловых эффектов в процессах преобразования органического вещества (результаты лаборатоно-экспериментального моделирования) // Использование геохимической информации при прогнозе нефтегазоносности. Сб. научных трудов ЗапСибНИГНИ. – Тюмень, 1996. – 141 с. 81. Сонич В. П. Перспективы разработки отложений Баженовской свиты на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». – М., 2002. 82. Сонич В. П. Перспективы разработки отложений Баженовской свиты на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». – Тюмень, 2002. – 250 с. 83. Захаров В. Ю., Рундыгин Ю. А., Щучкин И. А. Кинетика термического разложения горючих сланцев // Горючие сланцы. – 1988. – №1. – С . 74–79. 84. Станотина С. Б., Морковин В. В., Решетов В. А. Кинетика термического разложения. 85. Wen C. S., Kobylinski T. P. Low-temperature Oil Shaile Convertion // Fuel. – 1983. – 62, № 11. – P. 1269–1273. 86. увеличения Ямбаев М. Ф. нефтеотдачи Основные особенности применительно к термогазового условиям метода сложнопостроенных коллекторов (на основе численного моделирования) : дис. … канд. техн. наук; ОАО «ВНИИнефть им. ак. А. П. Крылова». – М., 2006. – 153 с. 87. Боксерман А. А., Кокорев В. И., Плынин В. В., Ушакова А. С. Современное состояние и перспективы применения термогазового метода увеличения нефтеотдачи на месторождениях баженовской свиты // II Международная Конференция «Наноявления при разработке месторождений углеводородного сырья: от наноминералогии и нанохимии к нанотехнологиям», Москва, 21–22 октября 2010. 103 88. Боксерман А. А., Савельев В. А., Джафаров И. С., Соломатин А. Г., Миронов Д. Т. Термогазовое воздействие – инновационная технология разработки месторождений Сибири // Докл. на Международной конференции Энеркон-2010. Москва, 2010. 89. Боксерман А. А., Власов В. Н., Ушакова А. С., Кокорев В. И., Чубанов О. В. Промысловые исследования внутрипластовых окислительных процессов при термогазовом воздействии на породы баженовской свиты // Нефтяное хозяйство. – №4. – 2011. – С. 2–6; №5. – 2011. – С. 78–82. 90. Боксерман А. А., Власов В. Н., Плынин В. В., Ушакова А. С., Фомкин А. В. Первичная оценка влияния водовоздушного отношения на эффективность разработки баженовской свиты термогазовым методом // Нефтепромысловое дело. – №2. – 2011. 91. 118119SPE 94092. Pascual M., Crosta D., Coombe D. Air injection into a mature waterflooded light oil reservoir. Laboratory and simulation results for Barrancas Field, Argentina SPE Europec / EAGE Annual Conference, 13-16 June 2005, Madrid, Spain, р. 1–12. 92. Боксерман А. А., Конышев Б. И., Айзикович О. М. и др. Промысловые испытания технологии внутрипластового горения на залежи маловязкой нефти Гнединцевского месторождения // Петрогеохим ВНР (Доклады по геологическим и химико-физическим вопросам разведки и добычи нефти и газа. – Том III (Разработка и эксплуатация120). – 1988. – С. 125–132. 93. Kumar V. K., Fassihi M. R., Yannimaras D. V. Case History and Appraisal of the Medicine Pole Hills Unit Air-Injection Project // Soc. Pet Eng. Journ. – Avg. 1995. – P. 198–202. 94. SPE 113254 Buffalo Field High-Pressure-Air-Injection Projects: Technical Performance and Operational Challenges D. Gutierrez, R. J. Miller, A. R. Taylor and B. P. Thies and V. K. Kumar, 2009. 95. Боксерман А. А., Власов В. Н., Плынин В.В., Фомкин А. В., Ушакова А. С. Первичная оценка влияния водовоздушного отношения на эффективность разработки баженовской свиты термогазовым методом // Нефтепромысловое 104 дело. – №2. – 2011. – С. 12–15. 96. Кокорев В. И. Основы управления термогазовым воздействием на породы баженовской свиты применительно к геологическим условиям СреднеНазымского и Галяновского месторождений // Нефтепромысловое дело. – №6. – 2010. – С. 29–32. 97. Fairfield, W. H. (1985). How O2 improves fireflooding, petroleum Engineering International, December, pp. 52–66. 98. Venkatesan, V. N., K. Sampath, and J. B. Otto (1990). Oxygen fireflooding: determination of maximum Water/Oxygen Ratio for Normal Wet Combustion, paper No. CIM/SPE 90-62 Presented at the petroleum society of CIM, Calgary, Canada, June 10–13. 99. Официальный сайт компании ЗАО «ГРАСИС» [Электронный ресурс]. – Режим доступа: www.grasys.ru. 100. Официальный сайт компании НПО «КРИОМАШ» [Электронный ресурс]. – Режим доступа: www.turboexpanders.ru. 101. Сухова В. И. Установки и системы криогенной техники. – 1989. – 257 с. 102. Fassihi M. R. Improved Phase Behavior Representation for Simulation of Thermal Recovery of Light Oils. – Soc. Pet Eng. Paper №24034, presented at 1992 Western Regional Meeting held in Bakersfield, CA. 103. Эмануэль Н. М., Денисов Е. Т., Майзус З. К. Цепные реакции окисления углеводородов в жидкой фазе. – М. : Наука, 1965. 104. Боксерман А. А., Хисметов Т. В., Бернштейн A. M., Мезенцев A. M., Яннимарас Д. В., Фассиха М. Р., Тиффин Д. Л., Муркес М. Внутрипластовые окислительные процессы и их применение на месторождениях маловязких нефтей с повышенными пластовыми температурами // В Сб. трудов ГАНГ XIII Губкинские чтения. – М., 1996. 105. Плынин В. В., Фомкин А. В., Уразов С. С. Построение модели химических превращений при гидродинамическом моделировании внутрипластового горения (окисления) // Нефтяное хозяйство. – №12. – 2011. 105 106. Вельте Д. Образование и распространение нефти. – М. : Мир, 1981. – 501 с. 107. Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений // Вестник ЦКР. – №1. – М., 2007. 108. Веригин И. С. Компрессорные и насосные установки. – М. : Академия, 2007. 109. Рахмилевич З. З. Компрессорные установки. – М. : Химия, 1989. 110. Бобровский В. А. Гидравлика, насосы, компрессоры. – М., 1976. 111. Елин В. И. Насосы и компрессоры. – М. , 1960. 112. Семидуберский М. С. Насосы, компрессоры, вентиляторы. – М. : Высшая школа, 1974. 113. Воронецкий А. В. Современные компрессорные станции // Справочное пособие для инженеров-проектировщиков. – 2009. – 445 С. 114. Абдурашитов С. А. Насосы и компрессоры. – М. : Недра, 1974. 115. Тиссо Б., Partha S. Sarathi In-situ combustion handbook - principles and practices. Final Report, November 1998. Performed Under Contract No. DE-AC22PC91008 (Original Report Number NIPER/BDM-0374). BDM Petroleum. 116. Боксерман А. А., Ямбаев М. Ф. Метод закачки и внутрипластовой трансформации нефти на месторождениях легкой нефти // Повышение нефтеотдачи пластов. Освоение трудноизвлекаемых запасов нефти. Труды 12-го Европейского симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов» (Казань, 8–10 сентября 2003 года). – Казань, 2003. – С. 326–332. 117. Xia T. X., Greaves M., Turta A. Main mechanism for stability of THAI – Toe-to-Heel air injection // JCPT. – January 2005. – Volume 44. – No 1. 118. Михайлов А. К., Ворошилов В. П. Компрессорные машины. – М. : Энергоатомиздат, 1989. – 288 с. –ISBN 5-283-00090-7. 119. Воронецкий А. В. Современные центробежные компрессоры. – М. : Премиум Инжиниринг, 2007. – 140 с. 120. Шерстюк А. Н. Компрессоры. – М.–Л., 1959.
