Электротехнические комплексы на основе скважинных электротермических устройств для теплового воздействия на пласты высоковязкой нефти тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.09.03, кандидат технических наук Батаев, Сергей Николаевич

• Батаев, Сергей Николаевич
• кандидат технических наук
• 2005

Оглавление диссертации кандидат технических наук Батаев, Сергей Николаевич

Содержание.

Введение.

Глава 1 Современное состояние техники и технологий добычи ВВН.

1.1 Мировые запасы нефтей.

1.2 Характеристика месторождений тяжелых нефтей в России.

1.3 Термические методы добычи ВВН.

1.4 Отечественный опыт применения термических методов добычи.

1.5 Зарубежный опыт применения термических методов.

1.6 Термогидродинамическое воздействие на призабойную зону скважинЗО

1.7 Термоэнергетическая техника (парогенераторы).

1.8 Кабельные линии для электропитания погружных систем.

1.9 Выводы по главе.

1.10 Цели и задачи исследования.

Глава 2 Анализ электрических и тепловых процессов в скважинных электродных нагревателях.

2.1 Анализ нагревателей с докритическими параметрами рабочей жидкости

2.1.1 Конструктивная и расчётная схемы СЭН.

2.1.2 Тепловые и электрические параметры СЭН.

2.1.3 Методика определения основных параметров и алгоритм программы расчёта на ЭВМ теплового потока СЭН.

2.1.4 Примерный расчёт определения основных параметров СЭН для условий Усинского месторождения.

2.2 Анализ нагревателей с закритическими параметрами рабочей жидкости.63 2.2.1 Методика определения параметров СЭН со сверхкритическими параметрами рабочей жидкости.

2.3 Анализ режимов теплового воздействия на продуктивные пласты ВВН с помощью скважинных электродных нагревателей.

2.3.2 Термогидродинамическое воздействие на призабойную зону.

2.4 Выводы по главе.

Глава 3 Анализ электрических и тепловых процессов в скважинных электропарогенераторах.

3.1 Конструктивная и расчётная схемы ЭПГ.

3.2 Анализ электрических и тепловых процессов в ЭПГ.

3.3 Методика определения основных параметров ЭПГ.

3.4 Расчёт параметров ЭПГ для условий Усинского месторождения.

3.5 Выводы по главе.

Глава 4 Лабораторные экспериментальные исследования.

Глава 5 Электротехнические комплексы на основе скважинных электротермических устройств.

5.1. Структурная схема электротермического добычного участка.

5.2. Гидродинамические параметры комплексов на основе СЭН и ЭПГ.

5.3. Управление режимами работы комплексов.

5.4. Сравнительная технико-экономическая оценка эффективности электротермических комплексов.

5.5 Выводы по главе.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Электротехнические комплексы на основе скважинных электротермических устройств для теплового воздействия на пласты высоковязкой нефти»

В настоящее время особую важность приобретает рациональное освоение широко распространенных залежей тяжелых высоковязких нефтей (ВВН), разведанные запасы которых достигают 700 млрд.т. Крупнейшие из них находятся в Канаде -300 млрд.т., в Венесуэле -200 млрд.т., в США ~25 млрд.т., в Российской Федерации ~9 млрд.т.

В Северо-Западном регионе РФ доля разведанных запасов тяжёлых нефтей составляет более 50 %. На естественном режиме эксплуатации скважин нефтеотдача составляет 6-15%. Безальтернативными методами повышения нефтеотдачи пластов отечественными и зарубежными специалистами признаны термические воздействия на продуктивные пласты ВВН.

К недостаткам современных термических методов добычи ВВН можно отнести высокие материало- и капиталоёмкость теплоэнергетического оборудования, потери теплоты в распределительной трубопроводной системе и в скважине, а также снижение эффективности процесса из-за сжигания части добытой нефти или газа в парогенераторах и значительное ухудшение экологической обстановки в районах нефтедобычи. Охват месторождений методами термического воздействия на пласт составляет не более 6%.

Одним из перспективных направлений развития термических методов добычи является разработка забойных теплогенераторов. В Санкт-Петербургском государственном горном институте разработаны и запатентованы в РФ электротермические комплексы мощностью более 1000 кВт для термического воздействия на пласты ВВН, которые экспонировались на международных выставках в Брюсселе, Париже, Дюссельдорфе, Сеуле в 2001-2005 г.г. и отмечены Золотыми и Серебряными медалями. Анализу структуры этих комплексов и процессов, протекающих в них, посвящена настоящая работа.

Широкое применение скважинного электротермического оборудования в регионах с высокой электровооруженностью позволит снизить стоимость термических скважин, автоматизировать процесс термообработки, за счёт высокой манёвренности увеличить число добычных скважин и получить экологически чистые и ресурсосберегающие технологии термической добычи тяжёлых высоковязких нефтей.

Научные положения, выносимые на защиту:

1. Скважинные электродные нагреватели в стационарном режиме работы с давлением нагнетания теплоносителя в пласт до 12 МПа и номинальным напряжением 6 кВ с докритическими параметрами воды в межэлектродном объёме при давлении до 18 МПа и температурном напоре до 20°С могут реализовать при свободной конвекции пластовой жидкости удельный тепловой поток до 500 кВт/м и единичную мощность СЭН свыше 1000 кВт, а СЭН со сверхкритическими параметрами воды (по патенту РФ №2266401) при давлении до 40 МПа - тепловой поток и мощность на 30% выше, при этом СЭН могут обеспечить технологии теплового воздействия, энергетически эквивалентного нагнетанию пара с заданной сухостью, термогидродинамического воздействия (по патенту РФ №2046184) и импульсно-дозированного теплового воздействия.

2. Количество межэлектродных промежутков на интервале нагрева воды от начальной до температуры кипения в скважинном прямоточном электропарогенераторе может определяться по усреднённой зависимости удельного сопротивления котловой воды от температуры, а на интервале парообразования - по суммарной проводимости интервала, представленной суммой членов убывающей геометрической прогрессии.

3. Применение скважинных электронагревателей и электропарогенераторов позволит формировать добычные участки с одновременной термообработкой призабойных зон куста из 6-8 добычных скважин при питании от трансформатора мощностью 10-16 MB А по системе с эффективно заземлённой нейтралью и регулированием мощности СЭН индивидуальными тиристорными регуляторами, а мощности ЭПГ -регулированием подачи питающей воды.

Проведенные исследования базируются на работах отечественных и зарубежных учёных: И.М. Аметова, Д.Г. Антониади, H.A. Байбакова, Ю.Н. Байдикова, Ж. Бурже, Г.Г. Вахитова, А.Р. Гарушева, Э.А. Загривного, М. Комбарну, С.П. Корсака, И.В. Кудинова, Б.Б. Кудряшова, С.С. Кутателадзе, B.C. Литвиненко, Я.З. Месенжника, М.А. Михеева, A.A. Молчанова, Ю.М. Парийского, Л.И. Рузина, Е.М. Симкина, М.А. Сургучёва, В.П. Табакова и других.

Диссертационная работа выполнена на кафедре «Электротехники и Электромеханики» Санкт-Петербургского государственного горного института (технического университета).

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю д.т.н., проф. Э.А. Загривному, заведующему кафедрой «Э и ЭМ» СПГГИ (ТУ) д.т.н., проф. А.Е. Козяруку и заведующему комплексным отделом разработки высоковязких нефтей института «ПЕЧОРНИПИНЕФТЬ» Л.М. Рузину за помощь в подготовке диссертационной работы. А также Г.Н. Соловьёву за помощь в проведении экспериментальных исследований.

Заключение диссертации по теме «Электротехнические комплексы и системы», Батаев, Сергей Николаевич

5.5 Выводы по главе

1. Значение ПНФ при электротермической технологии можно ожидать меньшим, чем при традиционной, так как качество (сухость) пара при использовании ЭПГ или СЭН не зависит от глубины залегания пласта, а опыта воздействия на пласт при температуре теплоносителя 320°С в России нет.

2. Коэффициент нефтеизвлечения при электротермической технологии можно также ожидать большим, чем при традиционной, что следует, пока что, только из лабораторных исследований.

3. Стоимость электроэнергии может быть снижена при применении дифференцированной оплаты стоимости электроэнергии (дневные и ночные тарифы), а также использовании собственных генерирующих мощностей.

4. Экономическая эффективность комплекса повышается за счёт снижения удельных затрат на откачку пластовой воды на 1 тонну нефти, т.к. при внесении одного и того же теплоты в пласт закачивается меньше теплоносителя.

5. Также очевидно, что сжигание углеводородов, как невозобновляемых источников энергии в топках парогенераторов даже при прочих равных условиях менее предпочтительно, чем использование электроэнергии, полученной за счёт других источников энергии.

6. Следует учитывать, что при традиционных термических методах добычи тяжёлых нефтей закачка пара (горячей воды) в пласт является единственным способом внесения тепловой энергии в нефтяные коллекторы. При использовании СЭН во многих случаях появляется возможность отказаться совсем или применять в меньших объёмах подачу воды с поверхности, что также может приводить к повышению эффективности процесса.

7. Ввод меньшего количества теплоносителя с поверхности приводит к меньшей обводнённости месторождения.

8. Исторически сложившаяся высокая электровооружённость нефтедобывающих регионов, которая в целом по России составляет 25 %, а для Тюменского нефтегазового комплекса (ТНГК) - около 50%, наличие централизованного электроснабжения позволяет в настоящее время широко применять скважинное электротермическое обрудование для освоения месторождений высоковязких нефтей [78].

9. Капитальные затраты на электротермический участок в 4 раза ниже затрат на стацинарный парогенератор той же паропроизводительности.

Заключение и основные выводы

В диссертации, представляющей собой законченную научную работу, приведены разработанные автором теоретические и практические положения, которые в совокупности можно квалифицировать как технические решения по выбору параметров электротехнических комплексов на основе скважинных электротермических устройств, внедрение которых позволяет получить экологически чистые и ресурсосберегающие технологии для разработки месторождений ВВН.

Основные научные и практические выводы, полученные в результате завершённых исследований:

1. Применение скважинного электротермического оборудования позволяет реализовать ресурсосберегающие и экологически чистые технологии добычи ВВН, снизить стоимость скважин, транспортирования энергоносителя и потери энергии и автоматизировать процессы термического воздействия на пласты ВВН.

2. Удельный тепловой поток СЭН при температурном напоре 25°С составляет 500 кВт/м2, а единичная мощность при длине активной части 8м- свыше 1000 кВт.

3. Применение СЭН со сверхкритическими параметрами токопроводящей рабочей жидкости позволяет увеличить удельный тепловой поток и единичную мощность СЭН на 25-30% при прочих равных условиях.

4. Разработанный СЭН способен реализовать термодинамическое воздействие на призабойную зону скважины (патент РФ №2046184), обеспечивая циклы «нагрев до кипения - охлаждение» пластовой жидкости с удельной мощностью 3-9 МВт/м3.

5. При генерации пара в призабойной зоне применение СЭН позволяет исключить процесс водоподготовки перед подачей воды в скважину.

6. Система управления электротермическими комплексами на основе СЭН (ЭПГ) должна допускать реализацию

- ручного задания и стабилизацию с точностью не хуже 2% тока погружной кабельной линии и производительности питательного насоса с частотно регулируемым электроприводом

- автоматического управления режимом парообразования в призабойной зоне, обеспечивая заданное соответствие между мощностью СЭН (ЭПГ) и производительностью питательного насоса.

7. Мощность и паропроизводительность ЭПГ определяется количеством межэлектродных промежутков, число которых на интервале нагрева воды от начальной до температуры кипения определяется графоаналитическим способом по кривой зависимости удельной проводимости воды от температуры, а на интервале парообразования - по эквивалентной проводимости интервала, представленной суммой членов убывающей геометрической прогрессии.

8. Для электроснабжения электротермического участка одновременной термообработки куста из 6-8 скважин может применяться четырёхпроводная система с эффективно заземлённой нейтралью с фазным напряжением 3-6 кВ и питанием СЭН (ЭПГ) по схеме «фаза — погружная кабельная линия с параллельно соединёнными токоведущими жилами -СЭН (ЭПГ) - НКТ, обсадная колонна - нейтральный провод - нейтраль трансформатора».

9. Учитывая наличие абсолютной энергетической стоимости 1 тонны пара заданных параметров (например, 1 тонна насыщенного пара при давлении 12 МПа с сухостью 0,8-1 «стоит» 630-700 кВт-ч), а также тенденции повышения стоимости углеводородов на фоне перехода мировой электроэнергетики на уголь, можно считать, что использование электроэнергии при производстве пара для термических методов добычи ВВН целесообразно и перспективно.

10. Удельный расход энергии на производство 1 тонны пара сухостью 0,8 с давлением 12 МПа при производстве в парогенераторах типа УПГ-60/16М приблизительно в 1,3 раза выше, чем в ЭПГ, а суммарные капитальные затраты трёх электротермических участков с силовыми трансформаторами мощностью 16 MB А приблизительно в 2 раза ниже капитальных затрат термического участка на базе парогенератора УПГ-60/16М.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Батаев, Сергей Николаевич, 2005 год

1. Аметов И.М. Добыча тяжелых и высоковязких нефтей / И.М. Аметов, Ю.Н. Байдиков, Л.И. Рузин, Ю.А. Спиридонов // М.: Недра, 1995. 205 с.

2. Антониади Д.Г. Научные основы разработки нефтяных месторождений термическими методами // М.: Недра, 1995 г.

3. Антониади Д.Г. Теория и практика разработки месторождений с высоковязкими нефтями // Краснодар: Советская Кубань, 2004 г. 335 с.

4. Антониади Д.Г. Проектирование и строительство скважин для термических методов добычи нефти / Д.Г. Антониади, И.И. Бекух, А.Р. Гарушев // М.: Недра, 1996 г.- 112 с.

5. Аржанов Ф.Г. Термические методы воздействия на нефтяные пласты. Справочное пособие / Ф.Г. Аржанов, Д.Г. Антониади, А.Р. Гарушев // М.: Недра, 1995.- 192 с.

6. Артеменко А. Приоритет за пароцикликой / А. Артеменко, В. Кащавцев // Нефть России, 2005 г., №10.

7. Байбаков H.A. Термические методы добычи нефти в России и за рубежом / H.A. Байбаков, А.Р. Гарушев, Д.Г. Антониади и др. // М.:ВНИИОЭНГ, 1995 г.

8. Баскаков А.П., Гуревич М.И. и др. Общая теплотехника // M.-JL: Госэнергоиздат, 1962. 392 с.

9. Басниев К.С. Нефтегазовая гидромеханика / К.С. Басниев, Н.М. Дмитриев, Г.Д. Розенберг под ред. С.С. Григоряна // М., Ижевск: Институт компьютерных технологий, 2003 г.

10. Ю.Батаев С.Н. Применение электротехнологий для термических методов добычи тяжёлых нефтей // Полезные ископаемые России и их освоение. Записки горного института, т.159 ч.1. СПб.: РИЦ СПГГИ, 2004 г. - с. 101— 104.

11. Богданов В.JT. Экономическая эффективность инновационной стратегии нефтяных компаний // СПГГИ, 2000 г.

12. Бурже Ж. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов / Ж. Бурже, М. Комбарну, П. Сурио // М.: Недра, 1989 г.

13. И.Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей // М.: Наука, 1972. 720 с.

14. Вахитов Г.Г. Использование физических полей для извлечения нефтей из пластов / Г.Г. Вахитов, Е.М. Симкин // М.: 1985 г.

15. Вахитов Г.Г. Термодинамика призабойной зоны нефтяных коллекторов / Г.Г. Вахитов, O.JI. Кузнецов, Е.М. Симкин// М.: Недра, 1978 г. 200 с.

16. Глубинные теплогенераторы для повышения нефтеотдачи пластов / Под ред.

17. A.Е. Шейндлина.// М.: АНСССР институт высоких температур, 1983 г.

18. Гордеев О.Г. Современное состояние и перспективы развития нефтедобывающей отрасли России // Нефтяное хозяйство. -2005 г., №9. с. 128-131.

19. Джавадян A.A. Современные методы повышения нефтеотдачи и новые технологии на месторождениях Российской Федерации / A.A. Джавадян,

20. B.Е. Гавура // Нефтяное хозяйство. 1993 г., №10. - с.6.

21. Дошер Т.М. Влияние вязкости нефти и толщины продуктивного на эффективность паротеплового воздействия / Т.М. Дошер, Ф. Хассеми // Нефтепромысловое дело, вып. 1 М.,: ВНИИОЭНГ, 1984 г.

22. Загривный Э.А. Скважинный электродный парогенератор для термических методов нефтедобычи / Э.А. Загривный, С.Н. Батаев // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса СПб.: Макситех, 2005 г. - с. 3841.

23. Загривный Э.А. Электротермический комплекс на основе скважинного электродного нагревателя мощностью более 500 кВт для теплового воздействия на продуктивный пласт высоковязкой нефти / Э.А. Загривный,

24. A.Е. Козярук, С.Н. Батаев // Электротехника, 2003 г., №5. с. 61-69.

25. Исаченко В.П Теплопередача / В.П. Исаченко В.А. Осипова A.C. Сукомел // Изд. 2-е М.: Энергия, 1975 г. 488 с.

26. Каплан JI.C. Развитие техники и технологий на Туймазинском нефтяном месторождении / JI.C. Каплан, A.B. Семенов, Н.В. Разгоняев // Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1998 г. 416 с.

27. Кириллов П.Л. Справочник по теплогидравлическим расчётам (ядерные реакторы, теплообменники, парогенераторы) / П.Л. Кириллов, Ю.С. Юрьев,

28. B.П. Бобков // М.: Энергоатомиздат, 1984 г.

29. Корсак С.П. Электрические водонагреватели и паровые котлы // М.: Госэнергоиздат, 1954 г. 90 с.

30. Крылов А.П. Научные основы разработки нефтяных месторождений // М., Ижевск: Институт компьютерных технологий, 2004 г.

31. Ксенофонтов А.Г. Способы получения тепла (теплогенераторы) // М.: МГТУ, 1992 г.

32. Кудинов В.И. Техническая термодинамика. Учебное пособие /

33. B.И. Кудинов, Э.М. Карташов // М.: Высшая школа, 2000 г.

34. Кудинов В.И. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов / В.И. Кудинов, Б.М. Сучков // Самара: Самарское книжное издательство, 1996. -438 с.

35. Купцов С.М. Теплофизические свойства пластовой жидкости // Известия вузов. Нефть и газ №2 Тюмень: ТГНГУ, 2005 г.

36. Кутателадзе С.С. Моделирование теплоэнергетического оборудования /

37. C.С. Кутателадзе, Д.Н. Ляховский, В.А. Пермяков // М.: Энергия, 1966 г.

38. Кутателадзе С.С. Теплопередача и гидродинамическое сопротивление: Справочное пособие // М.: Энергоатомиздат, 1990 г. 367 с.

39. Кутателадзе С.С. Теплопередача при конденсации и кипении. 2-е изд. // М.-JL: Машгиз, 1952 г.

40. Левин С.М. Новые изоляционные материалы // Электротехника 1994 г., № 12.

41. Литвиненко B.C. Повышение нефтеотдачи за счет использования специального генератора тепла // Наука в СПГГИ. Сборник научных трудов. Вып.2 СПб. 1998 г.

42. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти // М., Ижевск: Институт компьютерных технологий, 2004 г. 608 с.

43. Матвеев Н.И. Современное состояние и развитие нефтяной промышленности в Западной Сибири на примере ОАО «Сургутнефтегаз» // Нефтяное хозяйство, 2005, №9.

44. Машков В.М. Техника и технология термоизоляции колонн паронагнетательных скважин // М.:ВНИИОЭНГ, 1987 г.

45. Месенжник Я.З. Кабели и провода специального назначения для нефтегазового комплекса // ЭЛЕКТРО, 2000 г., №1.

46. Михеев М.А. Основы теплопередачи / М.А.Михеев, И.М. Михеева // М.: Недра, 1985 г.-231 с.

47. Молчанов A.A. Новые технологии интенсификации режима работы нефтегазовых скважин и повышения нефтеотдачи пласта. // Сб. статей Межпарламентской ассамблеи СНГ. СПб, 1995 г.

48. Молчанова Е.А. Методы повышения нефте- и газоотдачи пластов при эксплуатации скважин (патентные исследования) / Е.А. Молчанова, Ф.С. Сорина, Т.В. Мельникова // М.:ИНИЦ Роспатента, 2002 г. 102 с.

49. Мстиславская Л.П. Основы нефтегазового производства: Учебное пособие для вузов / Л.П. Мстиславская, М.Ф. Павлинич, В.П. Филиппов // М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2003 г. 274 с.

50. Недра России т.1 Полезные ископаемые //под ред. Н.В. Межеловского, A.A. Смыслова СПб. 547стр.

51. Нестеров И.И. Энергетические ресурсы Сибири //Нефть и Газ. Известия ВУЗов. 1997 г., №1.

52. Николаевский В.Н. Вибрации горных массивов и конечная нефтеотдача пласта // Механика жидкости и газа 1992 г., № 5.

53. Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: / Сборник докладов международной конференции, пос. Шепси, Краснодарский край 16-20июня 1997г. // под ред. Антониади Д.Г., Гарушева А.Р. и др.

54. Пат. 2046184 РФ, МГОС Е21В43/26 Способ гидравлического разрыва пласта / Г.Н.Соловьёв, B.C. Литвиненко, Ю.М. Парийский и др. №92011014/03; опубл. 20.10.95, приоритет 30.11.92.

55. Пат. 2169830 РФ, МПК Е21В36/04. Электронагревательное устройство тепловой обработки призабойной зоны скважины / Э.А. Загривный, А.Н. Сиротский-№2001100134/03; опубл. 27.06.01, приоритет 05.01.00.

56. Пат. 2208145 РФ, МПК Е21В43/25. Устройство для тепловой обработки призабойной зоны скважины / B.C. Литвиненко, Б.Б. Кудряшов, Г.Н.Соловьёв, Э.А. Загривный №2001129393/03; опубл. 10.07.03, приоритет 31.10.01.

57. Пат. 2266401 РФ, МПК Е21В43/24. Способ тепловой обработки призабойной зоны скважины / Э.А. Загривный, С.Н. Батаев — №2004111016/03; опубл. 20.10.05, приоритет 12.04.04.

58. Перемётов И.И. Высокотемпературные теплотехнические процессы и установки / И.И. Перемётов, Л.А.Бровкин, Ю.И. Розенберг // М: Энергоатомиздат, 1989 г.

59. Петухов Б.С. Теплопередача и тепловое моделирование / Б.С. Петухов, Е.А. Краснощёков // М.: АН СССР, 1959 г.

60. Позднышев Г.Н. Разработка и внедрение эффективной техники и технологии добычи нефти // Сб. науч. тр. Куйбышев: Гипровостокнефть, 1986 г.

61. Попов В.А. Применение прогрессивных технологий в добыче нефти на месторождениях Западной Сибири // Сб. науч. тр. Тюмень: СибНИИНП, 1988 г.

62. Пугач В.В. Современные тенденции конструирования, технологии изготовления и расчёта теплообменного оборудования // Сб. науч. тр. 1987 г. -142 с.

63. Пупынин В.Н. Применение однополюсных выключателей на трёхфазных присоединениях ЗРУ-27,5 кВ / В.Н. Пупынин, С.Х. Дарчиев, А.Т. Бурков и др. // Материалы второго международного симпозиума eltrans 2003, СПб.: ПГУПС, 2003 г.

64. Сиротский А.Н. Разработка мощных скважинных электронагревателей для добычи высоковязкой нефти //Межвузовский научный сборник «Проблемыэкономии топливно-энергетических ресурсов на промпредприятиях и ТЭС» // СПб. РТП СПбГТУРП, 2001 г.

65. Стратегия сырьевого обеспечения в народнохозяйственном развитии / под ред. A.C. Астахова // М., 1989 г.

66. Сургучёв М.А. Гидродинамическое, акустическое, тепловое воздействие на нефтяные пласты / М.А Сургучёв, Э.М. Симкин, O.JI. Кузнецов // М.: Недра, 1975 г.

67. Сычев В.В. Вода. Удельный объём и энтальпия при температурах 0.800С и давлениях 0,001. 1000 МПа / В.В. Сычев, A.A. Александров, З.А. Ершова // М.: Издательство стандартов, 1986 г.

68. Табаков В.П. Термошахтный метод разработки нефтяных и битумных залежей / В.П. Табаков, E.H. Гуров // Нефтяное хозяйство, 1993 г., № 3.

69. Теоретические основы теплотехники. Теплотехнический эксперимент / Под общ. ред. чл.-корр. РАН Клименко A.B. и проф. Зорина В.М. // М.: Изд-во МЭИ, 2001 г.-564 стр.

70. Тепловой расчёт котельных агрегатов. Нормативный метод. М: Энергия, 1973.

71. Теплотехника / Под ред. В.Н. Луканина. М.: Высшая школа, 2000

72. Фёдоров K.M. Расчёт тепловых потерь при закачке насыщенного пара в скважину / K.M. Фёдоров, А.П. Шевелёв // М.: Изв. Вузов. Нефть и газ, 2005 г., №4.

73. Циклическая закачка пара совместно с С02 на месторождении Колд-Лейк в Канаде: Экспресс-информ. Сер. Нефтепромысловое дело: Зарубежный опыт // М.:ВНИИОЭНГ, 1987 г., Вып. 20.

74. Чаронов В.Я. Автоматизированная система электронагрева и депарафинизации нефтескважин / В.Я. Чаронов, А.Г. Иванов, В.В. Михайлов и др. // ТатНефть, 1996 г.

75. Шпилевой В.А. Энергетические проблемы добычи и транспорта нефти и газа//Нефть и Газ. Известия ВУЗов. 1997 №1 стр. 100-106.

76. Шумский Е.Г. Общая теплотехника / Е.Г. Шумский, Б.А. Богдасаров // Л.:Госгортехиздат, 1961 г.

77. Щелкачев В.Н. Важнейшие принципы нефтеразроботки. 75 лет опыта // М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2004 г. 607 с.

78. Щербатова И.Н. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты / И.Н. Щербатова, М.Л. Сургучёв // М.: Недра, 1988 г.

79. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года. Распоряжение правительства РФ №1234-р от 28.08.03 г.