Методика комплексного исследования и физико-математическое моделирование процессов тепломассопереноса при пароциклическом воздействии в скважине и в пласте тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Ковальчук Татьяна Николаевна

• Ковальчук Татьяна Николаевна
• кандидат наук
• 2025

Оглавление диссертации кандидат наук Ковальчук Татьяна Николаевна

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ В ОБЛАСТИ ТЕПЛОВЫХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

1.1. Перспективы применения тепловых методов увеличения нефтеотдачи для добычи высоковязкой нефти

1.2. Перспективные тепловые методы увеличения нефтеотдачи для добычи высоковязкой нефти

1.3. Современные подходы к физико-математическому моделированию

пароциклического воздействия на пласт

ГЛАВА 2. ФИЗИКО-МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ДВИЖЕНИЯ ПАРОВОДЯНОЙ СМЕСИ НА ОСНОВЕ ДАННЫХ КРАТКОВРЕМЕННЫХ ДИНАМИЧЕСКИХ ТЕМПЕРАТУРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

2.1. Основные положения физико-математической модели движения пароводяной смеси на основе данных кратковременных динамических температурных исследований

2.2. Расчет коэффициента теплоотдачи с учетом температурных экспериментальных данных

2.3. Расчет основных параметров теплоносителя при его движении по стволу

скважины

ГЛАВА 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ ПАРОЦИКЛИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ С УЧЕТОМ ЕСТЕСТВЕННОЙ КОНВЕКЦИИ И БЕЗ НЕЕ

3.1. Физико-математическая модель процесса пароциклического воздействия на нефтяные пласты, насыщенные высоковязкой нефтью, с учетом вынужденных и естественных конвективных потоков

3.2. Верификация физико-математической модели процесса пароциклического воздействия на нефтяные пласты, насыщенные высоковязкой нефтью, с учетом вынужденных и естественных конвективных потоков

3.3. Выделение безразмерных комплексов для оценки вклада конвективных и кондуктивных потоков в форму прогретой области при пароциклическом воздействии на пласт

3.4. Определение длительности этапов пароциклического воздействия на

пласт

ГЛАВА 4. МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ ТЕПЛОМАССОПЕРЕНОСА ПРИ ПАРОЦИКЛИЧЕСКОМ ВОЗДЕЙСТВИИ НА ВСЕХ УЧАСТКАХ ДВИЖЕНИЯ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ В СИСТЕМЕ СКВАЖИНА-ПЛАСТ

4.1. Анализ чувствительности физико-математической модели процесса пароциклического воздействия на нефтяные пласты, насыщенные высоковязкой нефтью, с учетом вынужденных и естественных конвективных потоков

4.2. Получение корреляционной зависимости для определения прироста объема добываемой нефти при пароциклическом воздействии

4.3. Методика исследования процессов тепломассопереноса при пароциклическом воздействии на всех участках движения теплоносителя в системе скважина-

пласт

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

103

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методика комплексного исследования и физико-математическое моделирование процессов тепломассопереноса при пароциклическом воздействии в скважине и в пласте»

Актуальность темы исследования

В настоящее время существует значительное число месторождений высоковязкой нефти. При этом Россия является четвертой страной по доказанным запасам тяжелой нефти (около 22% запасов приходится именно на высоковязкую нефть). Такие коллекторы, как правило, разрабатывают с помощью тепловых методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Среди традиционных тепловых МУН выделяют парогравитационный дренаж, паротепловое воздействие, внутрипластовое горение и пароциклическую обработку скважины (ПЦО); к альтернативным тепловым МУН относятся электромагнитные технологии, радиочастотное, микроволновое и ультразвуковое воздействия.

Одним из перспективных тепловых МУН является пароциклическая обработка скважин. ПЦО включает в себя три этапа: закачка пара, паротепловая пропитка и добыча нефти. Основной физический механизм, лежащий в основе метода, состоит в снижении вязкости нефти за счет увеличения температуры. Среди преимуществ ПЦО по сравнению с другими тепловыми МУН выделяют: отсутствие необходимости бурения нагнетательных скважин, сравнительно низкие тепловые потери, большая энергоемкость пара в сравнении с горячей водой, а также большая степень разработанности метода относительно альтернативных тепловых МУН. Метод ПЦО подтвердил свою эффективность и успешно применяется с 1960-х годов. Следует отметить, что применение тепловых МУН без предварительных исследований с помощью методов физико-математического моделирования менее эффективно.

Важное значение имеет прогнозирование фазового состава теплоносителя, поскольку при движении пара в скважине происходит конденсация, что в значительной степени влияет на прогнозные значения дополнительно добытой нефти за счет ПЦО. Необходимо также рассматривать процессы тепломассопереноса в насыщенной пористой среде, учитывая

влияние конвективных потоков, поскольку тепловые процессы существенно влияют на объем прогретой нефти, подвижность которой будет увеличена за счет ПЦО. Помимо этого, востребованным направлением является разработка экспресс-методики для расчета объема дополнительно добываемой нефти за счет ПЦО. К настоящему времени вышеперечисленные проблемы при физико-математическом моделировании ПЦО не были решены в полной мере.

Таким образом, разработка интегральных математических моделей, позволяющих прогнозировать сложные теплофизические процессы в нефтенасыщенной пористой среде при ПЦО, является актуальной задачей.

Цель работы: комплексное исследование процессов тепломассопереноса при пароциклическом воздействии на всех участках движения теплоносителя в системе скважина-пласт для оптимизации длительности этапа добычи нефти.

Задачи:

1. Разработка физико-математической модели движения двухфазного теплоносителя внутри скважины с зонально-неоднородными теплофизическими свойствами, опирающейся на данные геофизических температурных исследований.

2. Разработка физико-математической модели пароциклического воздействия на пористую среду, насыщенную высоковязкой нефтью, с учетом вынужденных и естественно конвективных потоков, в которой фронт конденсации совершает поступательное и вращательное движения.

3. Верификация разработанной физико-математической модели пароциклического воздействия на пласт высоковязкой нефти, путем сопоставления расчетных данных глубины проникновения теплового поля с результатами гидродинамического моделирования.

4. Получение корреляционной зависимости для определения прироста объема добываемой нефти при пароциклическом воздействии от основных теплофизических параметров теплоносителя.

5. Создание на основе разработанных физико-математических моделей методики комплексного исследования процессов тепломассопереноса при пароциклическом воздействии на всех участках движения теплоносителя в системе скважина-пласт.

Объектом исследования являются тепловые процессы при пароциклическом воздействии на нефтенасыщенную пористую среду.

Предметом исследования является рассмотрение параметров теплоносителя и тепловых процессов, влияющих на прогретую область нефтенасыщенной пористой среды.

Научная новизна:

1. Разработана физико-математическая модель движения пароводяной смеси по стволу скважины, впервые позволяющая на основе данных кратковременных динамических температурных исследований, заменяющих эмпирическую корреляцию давления и температуры на линии насыщения, описывать двухфазные и однофазные потоки теплоносителя (пункт 1. Фундаментальные, теоретические и экспериментальные исследования молекулярных и макросвойств веществ в твердом, жидком и газообразном состоянии для более глубокого понимания явлений, протекающих при тепловых процессах и агрегатных изменениях в физических системах).

2. Разработана физико-математическая модель пароциклического воздействия на пласт, насыщенный высоковязкой нефтью, в которой фронт конденсации совершает поступательное и вращательное движения, впервые на основе балансовых соотношений позволяющая описать тепломассоперенос в процессе естественной и вынужденной конвекции, а также доминирующий механизм теплообмена в насыщенной пористой среде путем введения безразмерных комплексов (пункт 1).

3. На основе разработанных моделей создана методика исследования процессов тепломассопереноса при пароциклическом воздействии на всех участках движения теплоносителя в системе скважина-пласт, учитывающая динамику теплового поля по результатам геофизических исследований

скважин и дающая возможность оценить влияние теплоизоляции насосно-компрессорных труб на фазовый состав теплоносителя.

4. В результате статистической обработки расчетных данных, полученных на основе модельных решений задачи о пароциклическом воздействии на нефтяные пласты, установлена функциональная двухпараметрическая зависимость пятого порядка для прироста объема дополнительно добытой нефти от основных теплофизических параметров теплоносителя, имеющая точность более 80% (пункт 8. Численное и натурное моделирование теплофизических процессов в природе, технике и эксперименте, расчет и проектирование нового теплотехнического оборудования).

Теоретическая значимость:

1. Разработанная физико-математическая модель позволяет интерпретировать результаты кратковременных динамических температурных исследований теплового поля в стволе скважины с учетом зональной неоднородности теплофизических параметров конструкции скважины.

2. Учет режимов течения на специфику процессов распространения тепловых потоков позволяет повысить точность описания тепломассопереноса в пористой среде при пароциклическом воздействии на пласты, насыщенные высоковязкой нефтью.

Практическая значимость:

1. Разработанная физико-математическая модель пароциклического воздействия на пласт, которая учитывает динамические температурные измерения по стволу скважины, позволяет рассчитывать теплофизические параметры двухфазного теплоносителя при его движении по стволу скважины точнее на 8% по сравнению с известной моделью, которая дает точность в 13% относительно экспериментальных данных.

2. Учет режимов течения на специфику процессов распространения тепловых потоков с помощью безразмерных комплексов позволяет при описании тепломассопереноса в пористой среде при пароциклическом

воздействии на пласты, насыщенные высоковязкой нефтью, позволяет повысить прогнозируемое значение объема дополнительно накопленной добычи нефти на 7%.

Степень достоверности и апробация результатов Достоверность результатов исследования обусловлена корректной физической постановкой задачи, созданием математической модели на основе общих подходов теплофизики и механики многофазных систем с выбранными допущениями, физичностью результатов и отсутствием противоречий с результатами ранее проведенных фундаментальных исследований, применением классических численных методов при решении системы уравнений.

Методология и методы исследования В диссертационной работе используются методы физико-математического моделирования, включающие в себя разработку математической модели, состоящей из системы балансовых уравнений теплофизики. Численные решения были получены с помощью метода Эйлера. Положения, выносимые на защиту:

1. Физико-математическая модель тепломассопереноса пароводяной смеси, которая построена на основе учета данных кратковременных динамических температурных исследований и, соответственно, сокращения количества эмпирических замыкающих соотношений, и которая позволяет рассчитать радиальные тепловые потоки вдоль скважины.

2. Физико-математическая модель процесса пароциклического воздействия на нефтяные пласты, насыщенные высоковязкой нефтью, которая учитывает вынужденные и естественные конвективные потоки, содержит безразмерные комплексы и дает возможность оценить влияние естественной и вынужденной конвекции, а также доминирующий механизм теплообмена в процессе тепломассопереноса в насыщенной пористой среде.

3.Методика, созданная на основе разработанных моделей для исследования процессов тепломассопереноса при пароциклическом воздействии на всех

участках движения теплоносителя в системе скважина-пласт, позволяющая учитывать динамику теплового поля по результатам геофизических исследований скважин, и дающая возможность оценить влияние теплоизоляции насосно-компрессорных труб на фазовый состав теплоносителя.

4. Найденная на основе разработанной методики корреляционная зависимость, которая позволяет определить прирост объема добываемой нефти при пароциклическом воздействии от основных теплофизических параметров теплоносителя, таких как удельная изобарная теплоемкость и удельная теплота фазового перехода.

Апробация результатов исследования. Основные результаты работы докладывались и обсуждались на следующих российских и международных конференциях:

- Международная научно-техническая конференция молодых ученых БГТУ им. В.Г. Шухова, посвященная 170-летию со дня рождения В.Г. Шухова. 2023. г. Белгород.

- XIII Международная школа-конференция студентов, аспирантов и молодых ученых, посвященной 50-летию образования математического и физического факультетов БашГУ 2022. г. Уфа.

- X Школа-семинар молодых ученых "Трансформация нефтегазового комплекса 2030". 2023. г. Тюмень.

- Двадцать седьмая Всероссийская научная конференция студентов-физиков и молодых ученых ВНКСФ-27. 2023. г. Екатеринбург.

- Двадцать шестая Всероссийская научная конференция студентов-физиков и молодых ученых (ВНКСФ-26, Уфа, Башкортостан). 2020. г. Уфа.

- XIV Международная школа-конференция студентов, аспирантов и молодых ученых-физиков «Фундаментальная математика и её приложения в естествознании». 2023. г. Уфа.

- Международная научная конференция «Комплексный анализ, математическая физика и нелинейные уравнения». 2024. г. Уфа.

- XI Школа-семинар молодых ученых "Трансформация нефтегазового комплекса 2030". 2024. г. Тюмень.

- Двадцать девятая Всероссийская научная конференция студентов-физиков и молодых ученых ВНКСФ-29. 2025. г. Пушкино.

Личный вклад автора заключается в разработке физико-математических моделей и получении корреляции для объема дополнительно добытой нефти в зависимости от основных теплофизических параметров; численном решении уравнений полученных математических моделей; анализе полученных результатов; написании статей и тезисов, выступлениях на конференциях.

Структура и объем работы

Текст диссертационной работы состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы. Общий объем диссертации составляет 125 страниц, включая 24 рисунка, 9 таблиц и список литературы, состоящий из 171 наименований.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 13 работ, в числе которых одна работа индексируется базой данных Russian Science Citation Index, три работы входят в издание из перечня ВАК, девять входят в базу РИНЦ. Исследования проводились при поддержке гранта РФФИ №20-45720002.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ В ОБЛАСТИ ТЕПЛОВЫХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

1.1. Перспективы применения тепловых методов увеличения нефтеотдачи для добычи высоковязкой нефти

Поскольку запасы легкой нефти истощаются и ее становится все труднее находить, в последние годы нефтяная промышленность проявляет большой интерес к ресурсам тяжелой нефти и битумов [1-2]. Запасы традиционной нефти оцениваются лишь в 30% от общего объема мировых запасов нефти, в то время как все остальные виды вязкой нефти, включая тяжелую нефть, сверхтяжелую нефть, битум и нефтепродукты, составляют оставшиеся 70%

[3].

По состоянию на 2017 год около 54% от общего объема добычи нефти в Соединенных Штатах приходилось на трудноизвлекаемые запасы, и по прогнозам, в 2040-х годах это число составит около 70%. В настоящее время наилучшей практикой для добычи трудноизвлекаемой нефти является первичное истощение с использованием многоступенчатых горизонтальных скважин с гидравлическим разрывом, но коэффициенты извлечения недостаточны, обычно они составляют менее 10% из-за природы нетрадиционных коллекторов. Например, в Баккене, несмотря на применение горизонтального бурения и многоступенчатого гидроразрыва пласта, добыча нефти коэффициент по-прежнему составляет от 4 до 6%. Кроме того, для скважин с нетрадиционной нефтью характерен быстрый спад - от 50% до 70% в течение первого года добычи [4-5].

Тяжелая нефть является важным источником энергии, на долю которой приходится 70% мировых запасов. Тяжелая нефть характеризуется высокой вязкостью, что влияет на ее подвижность в пластовых и поверхностных условиях [6]. Основной физический механизм, лежащий в основе метода, состоит в снижении вязкости нефти за счет увеличения температуры [7].

Повышенная нефтеотдача за счет нагнетания газа методом пароциклического воздействия на пласт привлекла повышенное внимание, особенно на таких нетрадиционных месторождениях, как Игл-Форд, где нефтеотдача составляет всего 5-10%. Увеличение добычи на 1% позволило бы реализовать потенциал в 2,3 миллиарда баррелей нефти, который имеет огромное экономическое значение [8-9].

Нефтегазовая отрасль является ключевым звеном российской экономики. Истощение запасов традиционной нефти создает существенную потребность в разработке и совершенствовании методов и технологий добычи трудноизвлекаемой нефти [10, 11].

С помощью тепловых методов увеличения нефтеотдачи в России добывается до 70% от всей добычи за счет третичных методов увеличения нефтеотдачи [12].

Непрерывный рост потребления энергии увеличивает общий спрос на все виды углеводородных ресурсов. Поэтому несмотря на относительно сложную добычу высоковязкой нефти, тяжелая нефть становится перспективным источником энергии. С учетом того, что добыча нефти из традиционных коллекторов сокращается, а значительные запасы тяжелой нефти более чем в 3 раза превышают запасы традиционной нефти и третичная добыча нефти технологии совершенствуются с каждым годом, и прогнозируется, исследования в области тяжелой нефти будут проводится все больше [13-14].

На рисунке 1.1.1 представлено распределение запасов тяжелой и битуминозной нефти по основным странам.

Рис. 1.1.1 Распределение запасов тяжелой нефти по основным нефтедобывающим странам, млрд барр. Источник: USGS

На рисунке 1.1.2 показано распределение запасов тяжелой и битуминозной нефти по федеральным округам РФ в % от общероссийских запасов [15]

^-Кавказский

Рис. 1.1.2. Распределение запасов тяжелой и битуминозной нефти по Федеральным округам РФ в % от общероссийских запасов [15]

60% прироста запасов обусловлено новыми открытиями, что подчеркивает важность геологоразведочных работ и совершенствования методов поиска залежей. Остальные 40% связаны с внедрением инновационных и цифровых технологий. Сюда входят автоматизация процессов, использование больших данных для анализа геологических данных и оптимизации добычи, а также применение дистанционного зондирования и машинного обучения для прогнозирования месторождений [15-17].

Методы увеличения нефтеотдачи классифицируются на тепловые (нагнетание пара [18] или горячей воды, внутрипластовое горение, термогаз); физико-химические (нагнетание водных растворов ПАВ, полимеров (пен, щелочей и кислот); неовые (нагнетание водных растворов углеводородного газа, СО2 [19-20] и азота [21-22]); микробиологические [23] (нагнетание водных растворов биоПАВ, биополимеров и мелассное заводнение) и волновые или акустические).

Для каждой группы ТРИЗ существуют как свои проблемы разработки, т. е. причины, по которым такие запасы трудноизвлекаемы, так и дефицит специальных технологических решений также может стать основанием для отнесения запасов к ТРИЗ. Добыча высоковязкой нефти осложняется низкой подвижностью в пласте, сложностью ее подъема на поверхность и дальнейшей транспортировки. Эти проблемы решаются с помощью дорогостоящих технологий, таких как закачка в пласт горячей воды или пара, применение специальных нагревателей и винтовых насосов [10].

Разработка комбинированных методов увеличения нефтеотдачи, включающих тепловые методы и другие, с целью совершенствования технологических процессов и достижения высоких показателей нефтеотдачи на уровне 50-60% является важной задачей [24].

В работе [25] разработана модель идентификации с помощью машинного обучения, для прогнозирования возникновения парового прорыва во время процессов пароциклического воздействия. В том числе явления

прорыва и распределения пара вдоль горизонтальной скважины пара были рассмотрены в работе [26].

Добавление растворителя или дымового газа не препятствовало процессу извлечения нефти при пароцикличсеком воздействии, который составлял порядка 40% для всех испытаний. Извлечение, энергоэффективность и углеродный след гибридных испытаний пароциклического воздействия сравниваются с базовым случаем ПЦО. Хотя небольшое количество сероводорода (H2S) было обнаружено в конце базового теста пароциклического воздействия, Н^ не был обнаружен в полученном газе гибридных тестов [27].

1.2. Перспективные тепловые методы увеличения нефтеотдачи для

добычи высоковязкой нефти

Тяжелая высоковязкая нефть является важной частью нетрадиционных ресурсов. Для увеличения ее добычи разработаны различные методы. Основные механизмы увеличения нефтеотдачи (МУН) для тяжелой нефти, за исключением только воды, можно разделить на следующие группы: снижение вязкости нефти, извлечение легкого компонента из тяжелой нефти, изменение смачиваемости [28-30] и изменение капиллярных и вязких сил между нефтью, нагнетаемой жидкостью и поверхностью породы.

Термические методы добычи уже давно используются для повышения нефтеотдачи тяжелой нефти и являются одними из самых употребляемых [31]. Высокая эффективность этих методов обусловлена тем, что вязкости нефти в значительной степени зависит от температуры и даже при несущественном повышении температуры вязкость нефти снижается в достаточно сильно, в особенности при низкой начальной температуре нефти [32-33].

Закачка пара началась примерно в 1930-х годах с пилотных испытаний в Соединенных Штатах, России и Нидерландах. Успех пилотных испытаний позволил расширить масштабы внедрения. В Колумбии месторождение Тека,

расположенное в бассейне реки Средняя Магдалена, является одним из наиболее важных проектов с циклической закачкой пара в масштабах месторождения. На сегодняшний день общий коэффициент извлечения на месторождении составляет 15%. Чтобы повысить нефтеотдачу, нефтяные компании обычно переходят от циклической закачки пара к непрерывной [6].

В пласт может поступать тепло двумя способами: закачкой пара или воды или созданием фронта горения внутри пласта. При добыче тяжелой нефти широко используются методы, основанные на использовании пара. К ним относятся циклическое воздействие паром, заводнение паром (SF) и самотечный дренаж с помощью пара (SAGD), а также сжигание на месте (ISC) и затопление горячей водой [34-36]. Газовая очистка часто предпочтительнее заводнения из-за простоты эксплуатации одной скважины и более короткого времени отклика, в случае плотных коллекторов газ наносит меньший ущерб пласту, чем закачка жидкости. Таким образом, закачка газа, включая углеводородный и неуглеводородный газ, стала основным выбором для исследований и пилотных испытаний в целях повышения эффективности добыча нефти из нетрадиционных коллекторов [4]

Повышение нефтеотдачи пластов с помощью пара - перспективное, но ресурсоемкое направление в нефтедобыче. Два наиболее распространенных метода - пароциклическое воздействие (ПЦО) и SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage - парогравитационное дренирование) - основаны на одном принципе: снижении вязкости нефти за счет нагревания ее паром. Однако, этот подход сталкивается с рядом серьезных ограничений. Главное ограничение -предельная температура пара. Металлические конструкции скважин, трубопроводов и другого оборудования имеют свои температурные пределы прочности. Превышение этих пределов чревато деформацией, разрушением и, как следствие, аварийными ситуациями, дорогостоящим ремонтом и потенциально экологической катастрофой. Поэтому температура пара строго регламентируется и не может быть произвольно высокой, даже несмотря на то, что более высокая температура обеспечила бы более эффективное снижение

вязкости нефти. Этот фактор существенно влияет на эффективность обоих методов. Еще один критический фактор - энергоемкость процесса. Получение пара требует колоссальных затрат энергии. Это связано с необходимостью нагревания огромных объемов воды до температуры парообразования, что, в свою очередь, требует значительного количества топлива - чаще всего, природного газа. Следовательно, себестоимость добычи нефти с применением пара значительно возрастает, делая её экономически выгодной только при определенных условиях залегания нефти и ее физико-химических свойствах. Более того, процесс парообразования неизбежно сопровождается выбросами парниковых газов, в первую очередь, углекислого газа (CO2), что усугубляет экологическую проблему. Очистка воды, необходимая для производства пара, также требует значительных финансовых и энергетических затрат, что дополнительно увеличивает стоимость процесса. Несмотря на общую схожесть - использование пара для повышения нефтеотдачи - ПЦО и SAGD существенно отличаются по своей технологии. В случае ПЦО пар закачивается в пласт, где он распространяется, нагревая нефть. После некоторого времени выдержки, позволяющего нефти прогреться и снизить свою вязкость, нефть извлекается через ту же скважину, которая использовалась для закачки пара. Этот метод, как утверждают исследования Imperial Oil, эффективнее в более широком диапазоне геологических условий, чем SAGD. Механизм извлечения нефти при ПЦО связан с повышением пластового давления паром, который, по сути, выталкивает нефть в сторону ствола скважины под действием силы тяжести. В случае SAGD применяется горизонтальная пара скважин -нагнетательная и добычная. Пар закачивается в верхнюю скважину, а нефть, снизившая свою вязкость под действием тепла, стекает вниз к нижней добычной скважине под действием силы тяжести. Нефть извлекается непрерывно. Согласно данным Canada Natural, SAGD демонстрирует более высокий коэффициент извлечения нефти (более 50%), чем ПЦО. Однако, простое сравнение показателей коэффициента извлечения не дает полной картины. Эффективность каждого метода зависит от множества факторов:

глубины залегания пласта, его геометрии, физико-химических свойств нефти и пластовых флюидов, температуры пласта и др. Оптимизация ПЦО, например, как показало исследование Хоу и др. с использованием горизонтальных скважин, может значительно повысить его эффективность, сближая его показатели с SAGD. Таким образом, выбор оптимального метода зависит от конкретных условий и требует детального анализа и моделирования. Необходимо учитывать не только коэффициент извлечения нефти, но и экономические, энергетические и экологические аспекты каждого метода. В заключение следует отметить, что и ПЦО, и SAGD представляют собой сложные технологические процессы, требующие высокой квалификации персонала и значительных инвестиций, и оптимальный выбор метода является сложной инженерной задачей, требующей учета большого количества параметров. При применении метода внутрипластового горения возникают несколько значительных проблем, которые могут существенно повлиять на эффективность данного процесса. Одной из основных трудностей является неконтролируемый фронт горения, то есть процесс горения не всегда можно регулировать, что может привести к непредсказуемым последствиям. Кроме того, проблему представляет коррозия, вызванная непрореагировавшим кислородом. Она оказывает негативное влияние на оборудовании приводя его к быстрому износу. Еще одной важной проблемой является блокирование жидкости. Это явление происходит, когда поток горячих углеводородов с низкой вязкостью в верхней части нагнетательной скважины сталкивается с трудностями при движении из-за более низкой скорости потока углеводородов с высокой вязкостью в эксплуатационной части скважины. Фронт горения образуется в верхней части скважины, где углеводороды с низкой вязкостью нагреваются. Однако, когда они достигают более вязких углеводородов, находящихся ниже, поток останавливается, что делает процесс менее эффективным. Несмотря на вышеперечисленные недостатки, внутрипластовое горение имеет свои преимущества по сравнению с другими тепловыми методами увеличения нефтеодачи. Одним из главных достоинств является то,

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Ковальчук Татьяна Николаевна, 2025 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Deepen G. Compositional and Geomechanical Effects in Huff-n-Puff Gas Injection IOR in Tight Oil Reservoirs / G.Deepen, M. Sharma // SPE-191488-MS. - 2018. - 24 р.

2. Yaguang Q. The Impact of Plane Heterogeneity on Steam Flooding Development in Heavy Oil Reservoirs / Q.Yaguang, Y.YiPing, J.Shichang, L. Jiawen, L. Meng . - 2021. - 9 р. - https://doi.org/10.2113/2021/1387282

3. Yasaman A. Miscibility Effects on Performance of Cyclic CO2 Injection in Hysteretic Tight Oil Reservoirs / A. Yasaman, A.Pereira // SPE-192734-MS. - 2018. - 18 р.

4. Sanchay M. Novel Techniques to Measure Oil-Gas Diffusion at High Pressure & High Temperature Conditions: Application for Huff-n-Puff EOR in Shale / M. Sanchay, S. Dang, C. Rai, C. Sondergeld // URTeC: 2203. - 2020. - 16 р.

5. Ozowe W. Selection of Hydrocarbon Gas for Huff-n-Puff IOR in Shale Oil Reservoirs / W. Ozowe, S. Zheng, M. Sharma // URTeC:2834 . - 2020. - 22 р. -https://doi 10.15530/urtec-2020-2834

6. Perez F. How Far Does EOR Solvent Penetrate Kerogen in Shales? / F. Perez, D. Devegowda // URTeC: 2913. - 2020. - 15 р. - https://doi 10.15530/urtec-2020-2913

7. Fu X. Tight Oil EOR through Inter-Fracture Gas Flooding within a Single Horizontal Well / X. Fu, P. Bonifas, A. Finley, J.Lemaster // SPE-196078-MS. - 2019. - 22 р.

8. Hoffman Т. Quantitative Evaluation of Recovery Mechanisms for Huff-n-puff Gas Injection in Unconventional Reservoirs / B. T. Hoffman, D. Reichhardt // URTeC: 147. - 2019. - 15 р. - https://doi 10.15530/urtec-2019-147

9. Kazemi M. Enhanced Oil Recovery of Shale Oil: A Molecular Simulation Study / M. Kazemi, A. Takbiri-Borujeni, J. R. Hansel, M. Valera // URTeC: 937. - 2019. - 11 р. - https://doi 10.15530/urtec-2019-937

10. Kazemi M. Molecular Simulation of Enhanced Oil Recovery: A Comparison Between Carbon Dioxide and Nitrogen Injection / M. Kazemi, A.Takbiri-Borujeni, V. Kudrashou // SPE-201489-MS. - 2020. - 14 p.

11. Lee J.H. Effects of Aqueous Solubility and Diffusion of Multi-Components on Shale Reservoir Recovery during CO2 EOR / J. H. Lee, K.S. Lee // SPE-191859-MS. - 2018. - 7 p.

12. Li L. Investigation of Gas Penetration Depth During Gas Huff-N-Puff EOR Process in Unconventional Oil Reservoirs / L. Li, Y Su // SPE-189804-MS. -2018. - 26 p.

13. Mukherjee S. Measurement of Oil-Gas Diffusivity at Reservoir Conditions for Huff-n-Puff EOR in Shales / S. Mukherjee, S. T. Dang, C. S. Rai, C. H. Sondergeld // SPE-200306-MS. - 2020. - 11 p.

14. Sena Santiago C. J. On the Role of Molecular Diffusion in Modelling Enhanced Recovery in Unconventional Condensate Reservoirs / C. J. Sena Santiago, A. Kantzas // SPE-200596-MS. - 2020. - 17 p.

15. Sena Santiago J. Investigation of Cyclic Gas Injection in the Gas Condensate Window of Unconventional Reservoirs / J. Sena Santiago, A. Kantzas // SPE-199999-MS. - 2020. - 16 p.

16. Wang Y. Coke Deposition During Air Injection Assisted Cyclic Steam Stimulation Process: Mechanism Study and Field Impact Analysis / Y Wang, L. Zhang, S. Ren // SPE-195360-MS. - 2019. - 14 p.

17. Hoffman T. Sensitivity Analysis of Cyclic Gas Injection Recovery Mechanisms in Unconventional Reservoirs / B. T. Hoffman, D. Reichhardt // URTeC: 2933. - 2020. - 13 p. - https://doi 10.15530/urtec-2020-2933

18. Castrup S. Data Analytics for Steam Injection Projects / S. Castrup // SPE-195328-MS. - 2019. - 25 p.

19. Cronin M. Multicomponent Diffusion Modeling of Cycling Solvent Injection in Ultratight Reservoirs / M. Cronin, H. Emami-Meybodi, R. T. Johns // SPE-196008. - 2020. - 20 p.

20. Wei Z. Enhanced Oil Recovery by Cyclic Injection of Wettability Alteration Agent for Tight Reservoirs / Z. Wei, Y. Liu, X. Kang. - 2021. - 9 p. -https://doi.org/10.1155/2021/4533585.

21. Shilov E. Huff-n-Puff Experimental Studies of CO2 with Heavy Oil / E. Shilov, A. Cheremisin, K. Maksakov, S. Kharlanov. - 2019. - 15 p.

22. Mydland S. The Gas Huff-n-Puff PVT Experiment / S. Mydland, M.L. Carlsen, C.H. Whitson // URTeC: 5016. - 2021. - 18 p. - https://doi 10.15530/urtec-2021-5016.

23. Paternina Martínez J. Flue gas and nitrogen co-injection during cyclic steam stimulation in heavy oil reservoirs: a numerical evaluation / N. Bueno, J. M. Mejía Cardenas, J. J.Martínez Paternina. - 2021. - 9 p. -https://doi.org/10.15446/dyna.v88n218.90341.

24. Sandoval-Martínez M.I. Laboratory study of cyclic liquid solvent injection process for heavy oil recovery through computed tomography / M. I. Sandoval-Martínez, S.F. Muñoz-Navarro. - 2019. - 10 p. -http: //doi. org/10.15446/dyna.v86n210.74983.

25. Yudin E. New Engineering Tools for Rapid Assessment of the Efficiency of Thermal Methods for Increasing Oil Recovery / E. Yudin, A.Lubnina, N. Zavyalova, I. Zavyalov // SPE-191608-18RPTC-MS. - 2018. - 25 p.

26. Mydland S. Black-Oil and Compositional Reservoir Simulation of Gas-Based EOR in Tight Unconventionals / S. Mydland, C. H. Whitson, M. Lia Carlsen, M. M. Dahouk, I. Yusra // URTeC: 2765. - 2020. - 30 p. - https://10.15530/urtec-2020-2765.

27. AlAbbasi L. Improvement and Learnings from Reservoir Performance Analysis in a Large Scale Thermal Pilot in North Kuwait / L. AlAbbasi, M. AlMatrook, A. AlRubah // SPE-193651-MS. - 2018. - 21 p.

28. Ersahin A. Artificial Neural Network Modeling of Cycling Steam Injection Process in Naturally Fractured Reservoirs / A. Ersahin, T. Ertekin // SPE-195307. - 2019. - 13 p.

29. Wilfried S. Evaluation of CO2 Injection in Shale Gas Reservoirs Based on Numerical Simulation / S. Wilfried, N. Mbami // Journal of Engineering and Applied Sciences Technology Volume 3(3): 1-7. - 2021. - 7 р.

30. Enab K. Effects of Diffusion, Adsorption, and Hysteresis on Huff-n-Puff Performance in Ultratight Reservoirs with Different Fluid Types and Injection Gases / K. Enab, H. Emami-Meybodi // Energies 14. - 2021. - 17 р. -https://doi.org/10.3390/en14217379.

31. Kuvshinov I. Analysis of Chemical Compositoins Injection Combined with Cyclic-Steam Stimulation / I. Kuvshinov, V. Kuvshinov, L. Altunina // SPE-191490-18RPTC-MS. - 2018. - 9 р.

32. Basta G. Semi-analytical model to predict the performance of cyclic steam stimulation oil wells / G. Basta, M. Abu El Ela, A. El-Banbi, S. El-Tayeb, Saad, El-Din M. Desouky, M. H. Sayyouh // Journal of Petroleum Exploration and Production Volume 11 - 2021. - 15 р. - https://doi.org/10.1007/s13202-021-01111-7.

33. Wanga Y Energy efficiency and greenhouse gas emissions of current steam injection process and promising steam based techniques for heavy oil reservoirs / Y Wanga, S. Rena, L. Zhanga, C. Hu // Journal of Petroleum Science and Engineering Volume 166. - 2018. - 842-849 рр. -https://doi.org/10.1016/j.petrol.2018.03.094.

34. Chen F. A New Analytical Model to Predict Oil Production for Cyclic Steam Stimulation of Horizontal Wells / F. Chen, H. Liu, X. Dong, Y. Wang, Q. Zhang, D. Zhao, P. Gai, F. Yin, L Qu // SPE-195291-MS. - 2019. - 19 р.

35. Ssembatya H. A Prediction Method for Estimating Time to Convert From Cyclic to Drive in Steam Injection Processes / H. Ssembatya, I. Ershaghi // SPE-195301-MS. - 2019. - 16 р.

36. Hoffman B. T. Mechanisms for Huff-n-Puff Cyclic Gas Injection into Unconventional Reservoirs / B. T. Hoffman, M. Tech, J. M. Rutledge // SPE-195223-MS. - 2019. - 13 р.

37. He C. A New Mathematical Model For Heat Radius of Cyclic Superheated Steam Stimulation with Horizontal Wellbore / C. He, A. Xu, Z. Fan, L. Zhao, B. Bo // Hindawi Mathematical Problems in Engineering. - 2018. - 11 p. -https://doi.org/10.1155/2018/7601702 P. 12.

38. Fan T. A Production Performance Model of the Cyclic Steam Stimulation Process in Multilayer Heavy Oil Reservoirs / T. Fan, W. Xu, W. Zheng, W. Jiang, X. Jiang, T. Wang , X. Dong // Energies 15(5). - 2022. - 21 p. -https:// doi.org/10.3390/en15051757.

39. Gontijo J.E. A Simple Analytical Model for Simulating Heavy Oil Recovery by Cyclic Steam in Pressure-Depleted Reservoirs / J.E. Gontijo, K. Aziz, U. Stanford // SPE 13037. - 1984. - 12 p.

40. Boberg C. Calculation of the Production Rate of a Thermally Stimulated Well / T. C. Boberg, R. B. Lantz // SPE 1578. - 1966. - 11 p.

41. Gozde S. An Analytical Cyclic Steam Stimulation Model for Heavy Oil Reservoirs / S. Gozde, H.S. Chhina, D.A. Best // SPE 18807. - 1989. - 17 p.

42. Jones J. Cyclic Steam Reservoir Model for Viscous Oil, Pressure Depleted, Gravity Drainage Reservoirs / Jeff Jones // SPE 6544. - 1977. - 16 p.

43. Jones J. Why Cyclic Steam Predictive Models Get No Respect / Jeff Jones // SPE 20022. - 1992. - 8 p.

44. Myhill N. A. Steam-Drive Correlation and Prediction / N. A. Myhill, G. L. Stegemeier // SPE5572. - 1978. - 10 p.

45. Lookeren J .Calculation Methods for Linear and Radial Steam Flow in Oil Reservoirs / J. van Lookeren. - 1983. - 13 p.

46. Wu Z. Inflow Performance of a Cyclic-Steam-Stimulated Horizontal Well Under the Influence of Gravity Drainage / Z. Wu, M. El-Mandouh, P.V. Suryanarayana // SPE 127518. - 2011. - 9 p.

47. Wu Z. Optimal Soak Time for Cyclic Steam Stimulation of a Horizontal Well in Gravity Drainage Reservoirs / Z. Wu, S. Vasantharajan // SPE 146716. -2011. - 12 p.

48. Sequera-Dalton B. New Insights From an Old Method After History Matching a Newly Designed 1-D Cyclic Steam Stimulation Experiment / B. Sequera-Dalton, D. Gutierrez, R.Moore, S.Mehta, M. Ursenbach, H.A. Garcia, R.A.Perez, H.A. Rodrigues, E.J.Manrique // SPE-218041-MS. - 2024. - 15 р.-https://doi.org/10.2118/218041-MS.

49. Cureton E. Using Downhole Electric Heaters to Complement or Replace Cyclic Steam Stimulation Operations / E.Cureton // SPE-218689-MS. -2024. - 15 p. - https://doi.org/10.2118/218689-MS.

50. Rahnema H. Investigating the Impact of Hydrocarbon Solvent on In-Situ Asphaltene Precipitation in Solvent-Assisted Cyclic Steam Technique / H. Rahnema, A. ElMasry, M. Rahnema // SPE-219493-PA. - 2024. - 15 p. -https://doi.org /10.2118/219493-PA.

51. Padilla J.M. Cyclic Stimulation with Steam and Nitrogen as an Alternative to Improve the Recovery Factor and Energy Efficiency in Colombian Heavy Crude Oil Fields / J.M. Padilla, M.P. Amaya, I. Luque, L. Osma, D. Villadiego, A. Gonzalez, R. Perez. - 2024. - 15 p. - https://doi.org/10.2118/218247-ms.

52. Liu B. Experimental and Numerical Simulation Study on CO2-Assisted Steamflooding in Ultraheavy Oil Reservoirs / B. Liu, P. Liu, J. Liang, F. Liu. - 2024. - 15 p. - https://doi.org/10.2118/223080-pa.

53. Moldabayeva G. Theoretical justification of the thermal method -steam cyclic treatment of wells of the x deposit / G. Moldabayeva, A. Kozlovskiy, R.Suleimenova, Z.Zaidemova, S.Tuzelbayeva, A.A. Shamshenova // Нефть и газ 2024, 1(139). - 2024. - 61-73рр. - https://doi.org/10.37878/2708-0080/2024-1.05.

54. Грушевенко Е. Перспективы развития третичных МУН в мире и в России / Е. Грушевенко // Центр энергетики Московской школы управления Сколково. - 2021. - с. 40.

55. Еремин Н. А. Цифровые технологии извлечения запасов нетрадиционной нефти / Н.А. Еремин // Геотехнология Известия ТулГУ Науки о Земле, Вып. 2. - 2022. - https://doi.org/10.46689/2218-5194-2022-2-1-255-270.

56. Bao Y. On the physics of cyclic steam stimulation Energy / Y. Bao, J. Wang, I. D. Gates // Volume 115, Part 1. - 2016. - 969-985 pp. -https://doi.org/10.1016Zj.energy.2016.09.031.

57. Li Y. Machine-Learning-Assisted Identification of Steam Channeling after Cyclic Steam Stimulation in Heavy-Oil Reservoirs / Yu Li, Huiqing Liu, Peng Jiao, Qing Wang, Dong Liu, Liangyu Ma, Zhipeng Wang, Hao Peng // Geofluids Volume 2023, Issue 1. - 2023. - https://doi.org/10.1155/2023/6593464.

58. Anggreini S. Artificial Intelligence and Data Analysis Approach to Deliver 5800 BOPD from Cyclic Steam Stimulation Job in Krakatau Field / S. Anggreini, S. Nainggolan, D.Wilantara, R. Mutiaranti, R. K. Pangastuti //SPE-215194-MS. - 2023. - https://doi.org/10.2118/215194-ms.

59. Ruiz-Canas M. C. Numerical Simulation of Cyclic Steam Stimulation and Solvents Enhanced With Nanocatalysts: A Methodologic Approach // M. C. Ruiz-Canas, H.A. Garcia-Duarte, R. Perez-Romero, E. Manrique // SPE-213176-MS . - 2023. - https://doi.org/10.2118/213176-ms.

60. Muradji S. A. Combining cyclic steam stimulation and solvent injection for increasing heat efficiency / S. A. Muradji, R.S.B. Ragil, A. H. Lukmana, M. R. Al Asy'ari // AIP Publishing. - 2023. - https://doi.org/10.1063/5.0126449.

61. Usmanov S. Efficiency estimation of super-viscous oil recovery by in-situ catalytic upgrading in cyclic steam stimulation: from laboratory screening to numerical simulation / S. Usmanov, I. Minkhanov, Yaroslav O. Simakov, A. Vakhin, V. Sudakov, M. Varfolomeev, D. Nurgaliev // Georesursy Vol 25, № 4 (2023). -https://doi.org/10.18599/grs.2023A7.

62. Benyamin Y. J. An improved coupled flow-geomechanical model for cyclic steam stimulation / Y J. Benyamin // Petroleum Exploration and Development Vol. 50, Issue 5. - 2023 - 1206-1214 pp. - https://doi.org/10.1016/s1876-3804(23)60459-8.

63. Hyder Z. Using Edge Computing and Autonomous Control to Manage and Optimize Well Performance in Cyclic Steam Stimulation Operations / Z. Hyder,

T. Holding, B. Garrison // SPE-212753-MS. - 2023. -https://doi.org/10.2118/212753-ms.

64. Zhang J. Experimental Study on Improvement Mechanism of Electric Heating-Assisted Cyclic Steam Stimulation of Horizontal Wel / J. Zhang, Y. Wu, C. Wang, B. Lv, Y Jiang, P. Liu // Applied sciences 2022, 12. - 15 p. -https://doi.org/10.3390/app122111294.

65. García H. Evaluating Performance and Energy Efficiency of Hybrid Cyclic Steam Stimulation Technologies with a Novel Experimental Setup / H. García, R. Perez, H. Rodríguez, B. Sequera-Dalton, M. Ursenbach, S. Mehta, R. G. Moore, D. Gutiérrez, E. Manrique // SPE-210459-MS. - 2022. -https://doi.org/10.2118/210459-ms.

66. Abdalraheem M. The Effects of Combination of Steam Flooding, CO2 and Cyclic Steam Stimulation Injection Pilot Test in Heavy Oilfield in Sudan / M. Abdalraheem, S. Sutopo, I. Kurnia // Scientific contributions oil and gaz - 2022. -https://doi.org/10.29017/scog.453.1257.

67. Izgec O. A Simulation Augmented Machine Learning Approach for Cyclic Steam Stimulation Development Targeting Lower Carbon / H. Return O. Izgec, Y. Li, M. Javaheri, M. Tawfik, I. Osako // SPE-209336-MS. - 2022. -https://doi.org/10.2118/209336-ms.

68. García-Duarte H. A. Innovative Experimental Design for the Evaluation of Nanofluid-Based Solvent as a Hybrid Technology for Optimizing Cyclic Steam Stimulation Applications / H. A. García-Duarte, M. C. Ruiz-Cañas, R. Perez-Romero // Energies 16 (1). - 2022. - 21 p. - https://doi.org/10.3390/en16010373.

69. García-Duarte H. A. Development of Nanofluid-Based Solvent as a Hybrid Technology for In - Situ Heavy Oil Upgrading During Cyclic Steam Stimulation Applications / H. A. García-Duarte, M. C. Ruiz-Cañas, H. Quintero, Oscar E. Medina, S. Lopera, F. Cortés, Camilo A. Franco // ACS Omega. - 2024. -https://doi.org/10.1021/acsomega.4c03517.

70. Elkamel L. S. Optimization of Cyclic Steam Stimulation in Heavy Oil Naturally Fractured Reservoirs / L. S. Elkamel, B. Sedaee //Arabian Journal for

Science and Engineering Volume 47. - 2022. - pages 11623-11633. -https://doi.org/10.1007/s13369-021-06399-5.

71. Vakhin A. Industrial Application of Nickel Tallate Catalyst During Cyclic Steam Stimulation in Boca De Jaruco Reservoir / A. Vakhin, I. Mukhamatdinov, F. Aliev, Dmitriy F. Feoktistov, S. Sitnov, M. Gafurov, I. Minkhanov, M. Varfolomeev, D. Nurgaliev, I. Simakov, Azat A. Latypov, O. Petrashov, Aleksey V. Solovev, G. V. Sansiev // SPE-206419-MS. - 2021. -https://doi.org/10.2118/206419-ms.

72. Zhang Q. An investigation of production performance by cyclic steam stimulation using horizontal well in heavy oil reservoirs / Q. Zhang, H. Liu, X. Kang, Y Liu, X. Dong, Y Wang, S. Liu, G. Li // Energy Volume 218. - 2021. -https://doi.org/10.1016Zj.energy.2020.119500.

73. Wang B. Investigating the heated zone evolution and production performance of cyclic steam stimulation with horizontal well in thick-layer heavy oil reservoirs / B. Wang, S. Huang, F. Zhao, Z. Su, X. Fan, M. Yang // Geoenergy Science and Engineering Volume 241. - 2024. -https: //doi.org/ 10.1016/j.geoen.2024.213108.

74. Zholdybayeva A. Importance of Clay Swelling on the Efficacy of Cyclic Steam Stimulation in the East Moldabek Formation in Kazakhstan / A. Zholdybayeva, A. Syzdykov, P. Pourafshary, J. A. Ismailova, D. Delikesheva // Energies 17(20). - 2024. - https://doi.org/10.3390/en17205078.

75. Zohair M. Cyclic Steam Stimulation Designing for Two Horizontal Wells / M. Zohair, T. A. Musa, H. Elbaloula // IEOM Society International, 2nd South American International Conference on Industrial Engineering and Operations Management. - 2021. - https://doi.org/10.46254/sa02.20210221.

76. Alzate-Espinosa G. Applied Geomechanics for the Analysis and Optimization of Cyclic Steam Stimulation Operations in Heavy Oil Reservoirs / G. Alzate-Espinosa, Abel de Jesús Naranjo-Agudelo, Edson Felipe Araujo-Guerrero, Carlos Andrés Torres-Hernández, M. C. Herrera-Schlesinger, C. A. Benítez-Peláez,

D. Cartagena-Pérez, Juan Camilo Correa-Álvarez, E. Higuita-Carvajal. - 2024. -125 p. - https://doi.org/10.52305/ugea7864.

77. Yi S. Catalytic-Effect Comparison Between Nickel and Iron Oxide Nanoparticles During Aquathermolysis-Aided Cyclic Steam Stimulation / S. Yi, T. Babadagli, H. Li // SPE-197062-PA. - 2020. - https://doi.org/10.2118/197062-pa

78. Jamaloei B. Impact of Formation Dilation-Recompaction on Cyclic Steam Stimulation / B. Jamaloei // SPE-202483-PA. - 2020. -https://doi.org/10.2118/202483-PA.

79. Zhu Y. A New Model for Discriminating the Source of Produced Water from Cyclic Steam Stimulation Wells in Edge-Bottom Water Reservoirs / Y. Zhu, S. Huang, L. Zhao, M. Yang, T. Wu // Energies 13. - 2020. -https://doi.org/10.3390/en13112683.

80. Nicolova C. Use of Microorganisms in the Recovery of Oil From Recalcitrant Oil Reservoirs: Current State of Knowledge, Technological Advances and Future Perspectives / C. Nicolova, T. Gutierrez // Front Microbiol. -

2020. - 18 p. - https://doi.org/10.3389/fmicb.2019.02996.

81. Swadesi B. Optimization Study of Integrated Scenarios on Cyclic Steam Stimulation (CSS) Using CMG STARS Simulator / Boni Swadesi, S.Suranto, Indah Widiyaningsih, Martrida Jani // Journal of petroleum and geothermal technology (JPGT) Vol.1 № 1. - 2020. - 7 p. -https://doi.org/10.31315/jpgt.v1i1.3315.

82. Muzzafaruddin MD.K. Enhanced Oil Recovery / MD. K. Muzzafaruddin // International Journal of Petroleum and Petrochemical Engineering (IJPPE) Volume 5, Issue 4. - 2019. - 10-13 pp. - http://dx.doi.org/10.20431/2454-7980.0504002.

83. Elbaloula H.A. The Challenges of Cyclic Steam Stimulation (CSS) to Enhanced Oil Recovery (EOR) in Sudanese Oil Field / H. A. Elbaloula, T. A. Musa // Proceedings of the International Conference on Industrial Engineering and Operations Management. - 2018. - 12 p.

84. Zhao W. Experimental Investigation of CSS Assisted by Gas-viscosity Reducer Co Injection with Different Types of Wells and Heavy Oil / W. Zhao, H. Liu, C. Lu, J. Wang, L. Men, R. Zhong // International Journal of Computational and Experimental Science and Engineering (IJCESEN) Vol. 5(1). - 2019. - 1-9 pp. -https://doi.org/10.22399/ijcesen.485188.

85. Hasan M.M Various Techniques for Enhanced Oil Recovery: A review / M. M. Hasan // Iraqi Journal of Oil & Gas Research, Vol. 2, No. 1. - 2021. - 15p.

- http://doi.org/10.55699/ijogr.2022.0201.1018.

86. Turakhanov A. Cyclic Subcritical Water Injection into Bazhenov Oil Shale: Geochemical and Petrophysical Properties Evolution Due to Hydrothermal Exposure / A. Turakhanov, A. Tsyshkova, E. Mukhina, E.Popov, D. Kalacheva, E. Dvoretskaya, A. Kasyanenko, K. Prochukhan, A. Cheremisin // Energies 14. - 2021.

- 16 p. - https://doi.org/10.3390/en14154570.

87. Sun Q. Insights into enhanced oil recovery by thermochemical fluid flooding for ultra-heavy reservoirs: An experimental study / Q. Sun, N. Zhang, W. Liu, B. Li, S. Li, A. Bhusal, S. Wang, Z. Li // Fuel Vol.331, part 1. - 2023. - 13 p. -https://doi.org/10.1016/j.fuel.2022.125651.

88. Pedchenko L. Improvement of the bitumen extraction technology from bituminous sand deposits / L. Pedchenko, N. Pedchenko, J. Kicki, M. Pedchenko // E3S Web of Conferences 201, 01004 Ukrainian School of Mining Engineering. -2020. - 12 p. - https://doi.org/10.1051/e3sconf/202020101004.

89. Mamoudou S. Evaluation of Huff-n-Puff in Shale Using Experiments and Molecular simulation / S. Mamoudou, F. Perez, A.Tinny, S.Dang, C. H. Sondergeld, C.S.Rai, D. Devegowda // URTeC: 2923. - 2020. - https://doi.org/ 10.15530/urtec-2020-2923.

90. Thomas B. Insights gained from fifty large-volume primary depletion -gas cycling huff and puff experiments in the montney and duvernay formations / F. B.Thomas, M. Piwowar // URTeC: 3228. - 2020. - https://doi.org/10.15530/urtec-2020-3228.

91. Almazov A. Life-Cycle Optimization of the CO2 Huff-N-Puff Process in an Unconventional Oil Reservoir using Least-Squares Support-Vector and Gaussian Process Regression Proxies / A. Almazov, M. Onur // SPE-201721-MS. -2020. - https://doi.org/10.2118/201721-MS.

92. Use of Reservoir Simulation to Forecast Field EOR Response - An Eagle Ford Gas Injection Huff-N-Puff Application / E. Kerr, K. Venepalli, K Patel, R. Ambrose, J. Erdle // SPE-199722-MS. - 2020. - https://doi.org/10.2118/199722-MS.

93. Min B. Comprehensive Experimental Study of Huff-n-Puff Enhanced Oil Recovery in Eagle Ford: Key Parameters and Recovery Mechanism / B. Min, S. Mamoudou, S. Dang, A. Tinni, C. Sondergeld, C. Rai // SPE-200436-MS. - 2020. - https://doi.org/10.2118/200436-MS.

94. Mydland S. Gas EOR Processes in Tight Unconventional / S. Mydland, I. Yusra, C. H. Whitson, M. Dahouk, M. Carlsen // SPE-200396-MS. - 2020. -https://doi.org/10.2118/200396-MS.

95. Tian Y. Feasibility Study of Gas Injection in Low Permeability Reservoirs of Changqing Oilfield / Y Tian, O. Uzun, Y. Shen, Z. Lei, J. Yuan, J. Chen, H. Kazemi, Yu-Shu Wu // SPE-200469-MS. - 2020. -https://doi.org/10.1016Zj.fuel.2020.117831.

96. Temizel C. Production Optimization Through Intelligent Multilateral Wells in Heavy Oil Fields via Electrical Heating / C. Temizel, C. H. Canbaz, F. B. Hosgor, R. Moreno, D. Putra // IPTC-20134-MS. - 2020. - https://doi.org/10.2523/ IPTC-20134-MS.

97. Babadagli T. Philosophy of EOR / T. Babadagli // SPE-196362-MS. -2019. - https://doi.org/10.2118/196362-ms.

98. Temizel C. A Comprehensive Review Heavy Oil Reservoirs, Latest Techniques, Discoveries, Technologies and Applications in the Oil and Gas Industry / C. Temizel, C. H. Canbaz, M. Tran, E. Abdelfatah, B. Jia, D. Putra, M. Irani, A. Alkouh // SPE-193646-MS. - 2018. - https://doi.org/10.2118/193646-MS.

99. Trigos E. CSS: Strategies to Recovery Optimization / E. Trigos, E. Lozano, A. M. Jimenez // SPE-190791-MS. - 2018. -https://doi.org/10.2118/190791-MS.

100. Tian Y A compositional model for gas injection IOR/EOR in tight oil reservoirs under coupled nanopore confinement and geomechanics effects / Y. Tian, Y Xiong, L. Wang, Z. Lei, Y Zhang, X. Yin, Yu-Shu Wu // SPE-193818-MS. - 2019. - https://doi.org/10.2118/193818-MS.

101. Zhang S. The Effects of Geomechanics, Diffusion and Phase Behavior for Huff-n-Puff IOR in Shale Oil Reservoirs / S. Zhang, M. Sharma // SPE-201311-MS. - 2020. - https://doi.org/10.2118/201311-ms.

102. Zhang C. Simulation of High Water-Cut in Tight Oil Reservoirs during Cyclic Gas Injection / C. Zhang, Y Tian, Yi zi Shen, B. Yao, Yu-Shu Wu // SPE-197101-MS . - 2019. - https://doi.org/10.2118/197101-ms.

103. Moussa T. Feasibility Study of Heavy oil Recovery Using In-situ Steam Generated by Thermochemical / T. Moussa, S. Patil, M. Mahmoud, K. Fahd // SPE-195358-MS. - 2019. - https://doi.org/10.2118/195358-MS.

104. Kairgeldina L.K. Alternative Methods of thermal Oil Recovery: A Review / L. K. Kairgeldina, B. Sarsenbekuly // Kazakhstan journal for oil & gas industry 6(1). - 2024. - 50-63pp. - https://doi.org/10.54859/kjogi108692.

105. Mohammadi M.H. An Overview of Oil Recovery Techniques: From Primary to Enhanced Oil Recovery Methods / M.H. Mohammadi, Yernazarova, A. Kulakhmetovna, R.Joia // Journal for Research in Applied Sciences and Biotechnology Volume-3, Issue-1. - 2024. - DOI:10.55544/jrasb.3.1.48.

106. Palyanitsina A. Environmentally Safe Technology to Increase Efficiency of High-Viscosity Oil Production for the Objects with Advanced Water Cut / A. Palyanitsina, E. Safiullina, R. Byazrov, D. Podoprigora, A. Alekseenko // Energies 15(3). - 2022. - 15 p. - https://doi.org/10.3390/en15030753.

107. Li G. Simulation of Radio Frequency Heating of Heavy Oil Reservoir Using Multi-Physics Coupling of Reservoir Simulation with Electromagnetic Solver

/ G.Li, X.Guan, H.Wang, S.Du, D.Wu, J.Chen // SPE-193836-MS. - 2019. - 23 p. -https://doi.org/10.2118/193836-MS.

108. Ji D. Modelling of Electromagnetic Heating Process and its Applications in Oil Sands Reservoirs / D. Ji, T. Harding, Z. Chen, M. Dong, H. Liu // SPE-193905-MS. - 2019. - 16 p. - https://doi.org/10.2118/193905-MS.

109. Pena G. Development of a Completion Model for the Monitoring of EOR in Wells with Heavy and Extra Heavy Crude in the Largest Deposit in Latin America / G. Pena, D. Patino // SPE-194830-MS. - 2019. - 10 p. -https://doi.org/10.2118/194830-MS.

110. San-Roman-Alerigi D. Machine Learning and the Analysis of HighPower Electromagnetic Interaction with Subsurface Matter / D. San-Roman-Alerigi, S. Batatseh, W. Li, H. Othman // SPE-195118-MS. - 2019. -https://doi.org/10.2118/195118-MS.

111. Al-Kindi I. Revisiting Kelvin Equation for Accurate Modeling of Pore Scale Thermodynamics of Different Solvent Gases / I. Al-Kindi, T. Babadagli, University of Alberta // SPE-195319-MS. - 2019. - https://doi.org/10.2118/195319-MS.

112. Almasov A. Production Optimization of the CO2 Huff-N-Puff Process in an Unconventional Reservoir Using a Machine Learning Based Proxy / A. Almasov, M. Onur, A.C. Reynolds // SPE-200360-MS. - 2020. -https://doi.org/10.2118/200360-MS.

113. Bapat S. Optimization of Heavy Oil Recovery by Radio Frequency Heating: A Theoretical Approach with Experimental Modeling / S. Bapat, N.Akhter // SPE-197232-MS. - 2019. - https://doi.org/10.2118/197232-MS.

114. Chang J. Flue Gas Waste Heat Utilization for Enhanced Oil Production - Water Hot-Gas Injection for Lloydminster Reservoirs / J. Chang // SPE-199949-MS. - 2020. - https://doi.org/10.2118/199949-MS.

115. Coimbra L. Practical Application of Pareto-Based Multi-Objective Optimization and Proxy Modeling for Steam Alternating Solvent Process Design /

L.Coimbra, Z. Ma, J. Y. Leung // SPE-195247-MS. - 2019. -https://doi.org/10.2118/195247-MS.

116. Delamaide E. Practical Aspects of Foam-Assisted SAGD / E.Delamaide, G. Batot, S. Ayache // SPE-199081-MS. - 2020. -https://doi.org/10.2118/199081-MS.

117. Dong X. Steam Conformance along Horizontal Well with Different Well Configurations: An Experimental and Numerical Investigation / X. Dong, H. Liu, N. Lu, K. Wu, K. Wang, Z. Chen // SPE-195799-MS. - 2019. -https://doi.org/10.2118/195799-MS.

118. Maaref S. The Effect of Solvent based Nanofluid Flooding on Heavy Oil Recovery / S.Maaref, A. Kantzas, S. L. Bryant // SPE-199958-MS. - 2020. -https://doi.org/10.2118/199958-MS.

119. Mohammad Z. Analytical and Numerical Modeling of In-Situ Reflux ISR for Optimizing Oil Sands Development / Z. Mohammad, S. B. Asghar, C. Z. John // SPE-199954-MS. - 2020. - https://doi.org/10.2118/199954-MS

120. Moussa T. Feasibility Study of Heavy oil Recovery Using In-situ Steam Generated by Thermochemicals / T.Moussa, S. Patil, M. Mahmoud // SPE-195358-MS. - 2019. - https://doi.org/10.2118/195358-MS.

121. Xu J. Numerical modeling of wellbore stability and sand production of heavy oil reservoir with cyclic steam stimulation / J. Xu, Jin-gen Deng, Hai Lin, Y. Chen, L. Jia, W. Liu // ARMA-2019-2084. - 2019.

122. Wu Y Modeling thermal-hydraulic-mechanical processes in enhanced or engineered geothermal systems / Xiangyu Yu, Shihao Wang, P. Winterfeld // ARMA-CUPB-19-7490. - 2019.

123. Abernethy E. Production increase of heavy oils by electromagnetic heating // Journal of Canadian Petroleum Technology. 1976. Vol. 15, N 03. doi: 10.2118/76-03-12.

124. Kasevich R.S., Price S.L., Albertson A. Numerical modelling of radio frequency heating process for enhanced oil production // SPE Western Regional Meeting; Июнь 25-27, 1997; Лонг-Бич, Калифорния.

125. Islam M.R., Wadadar S.S., Bansal A. Enhanced oil recovery of Ugnu tar sands of Alaska using electromagnetic heating with horizontal wells // International Arctic Technology Conference; Май 29-31, 1991; Анкоридж, Аляска.

126. Ferri R.P., Uthe M.T. Hydrocarbon Remediation Using Microwaves // SPE/EPA/DOE Exploration and Production Environmental Conference; Ферваль 26-28, 2001; Сан-Антонио, Техас.

127. Sahni A., Kumar M., Knapp R.B. Electromagnetic Heating Methods for Heavy Oil Reservoirs // 2000 Society of Petroleum Engineers SPE/AAPG Western Regional Meeting; Июнь 19-23, 2000; ЛонгБич, Калифорния.

128. Fanchi J.R. Feasibility of reservoir heating by electromagnetic irradiation // SPE Annual Technical Conference and Exhibition; Сентябрь 23-26, 1990; Новый Орлеан, Луизиана.

129. Das S. Electro-magnetic heating in viscous oil reservoir // International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium; Октябрь 20-23, 2008; Калгари, Альберта, Канада.

130. Carrizales M.A., Lake L.W., Johns R.T. Production improvement of heavy oil recovery by using electromagnetic heating // SPE Annual Technical Conference and Exhibition held; Сентябрь 21-24, 2008; Денвер, Колорадо.

131. Ovalles C., Fonseca A., Lara A., et al. Opportunities of downhole dielectric heating in venezuela: Three case studies involving medium, heavy and extra-heavy crude oil reservoirs // SPE International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium and International Horizontal Well Technology Conference; Ноябрь 4-7, 2002; Калгари, Альберта, Канада.

132. Joshi, S. D. Augmentation of Well Productivity With Slant and Horizontal Wells (includes associated papers 24547 and 25308). Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/15375-PA; June 1, 1988.

133. Marx, J. W., Langenheim, R. H. Reservoir Heating by Hot Fluid Injection. Society of Petroleum Engineers. January 1, 1959.

134. Mandl, G., & Volek, C. W. Heat and Mass Transport in Steam-Drive Processes. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/2049-PA; March 1, 1969

135. Jian Hou, Jianfang Sun. Thermal Recovery Technology. China University of Petroleum Press, Shandong, China, May 2013; 150-154.

136. McGee, B.C.W., Arthur, J.E. and Best, D.A. Analytical Analysis of Cyclic Steam Stimulation Through Vertical Fractures. Petroleum Society of Canada. https://doi.org/10.2118/87-38-41; January 1, 1987.

137. Sylvester, N. B., & Chen, H. L. An Improved Cyclic Steam Stimulation Model for Pressure Depleted Reservoirs. Society of Petroleum Engineers. https://doi.org/10.2118/17420-MS; January 1, 1988.

138. Tamim, M., & Ali, S. M. F. A New Analytical Cyclic Steam Stimulation Model Including Formation Fracturing. Petroleum Society of Canada. https://doi.org/10.2118/98-03-02; March 1, 1998

139. Muskat, M. Flow of Homogeneous Fluids. McGraw-Hill Book Company Inc., New York (1937) / Muskat, M. // 191, 389.

140. Escobar, E., Valko, P., Lee, W. J., Rodriguez, M. G. Optimization Methodology for Cyclic Steam Injection With Horizontal Wells. Society of Petroleum Engineers. https://doi.org/10.2118/65525-MS; January 1, 2000.

141. Kabir, A. H., Vargas, J. A. Accurate Inflow Profile Prediction of Horizontal Wells Using a Newly Developed Coupled Reservoir and Wellbore Analytical Models. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/129038-MS; January 1, 2010.

142. Babu, D. K. and Odeh, A. S. Productivity of a Horizontal Well. SPE 18928 / SPE Reservoir Engineering Volume 4, Number 4: 417-421, 1989.

143. Anzhu Xu, Longxin Mu, Zifei Fan, Xianghong Wu, Lun Zhao, Bing Bo, Ting Xu. Mechanism of Heavy Oil Recovery by Cyclic Superheated Steam Stimulation, Journal of Petroleum Science and Engineering, Vol 111, 197-207, 2013

144. L. Lai, T. Pan, W. Hu, X. Song, Q. Ran, "Acalculationmodel for thermal efficiency based on steam overlapin heavy oil steam flooding," Chongqing Daxue Xuebao / Journal of Chongqing Uni versity,vol.37,no.5,pp.90-97, 2014.

145. Гильманов А.Я. Определение основных технологических параметров пароциклического воздействия на пласт с учётом тепловых потерь по стволу скважины / А.Я. Гильманов, Т.Н. Ковальчук, А.П. Шевелев // Вычислительная механика сплошных сред. - 2023. - Т. 16. - №2 4. - C. 407-419.

- https://doi.org/10.7242/1999-6691/2023.16A34

146. Гильманов А. Я. Анализ влияния теплофизических параметров пласта и флюида на процесс пароциклического воздействия на нефтяные пласты / А. Я. Гильманов, Т. Н. Ковальчук, Р.М. Скобликов А. О. Фёдоров, Ё. Н. Ходжиев, А.П. Шевелёв // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика.

- 2023. - Т. 9. - № 3 (35). - С. 6-27. - https://doi.org/10.21684/2411-7978-2023-9-3-6-27.

147. Гильманов А. Я. Физико-математическое моделирование пароциклического воздействия на нефтяные пласты / А. Я. Гильманов, Т. Н. Ковальчук, А. П. Шевелёв // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика.

- 2020. - Т. 6. - №° 1 (21). - С.176-191. - https://doi.org/10.21684/2411-7978-2020-6-1-176-191.

148. Фёдоров К. М. Оптимизация технологических параметров при пароциклическом воздействии на нефтяные пласты / К. М. Федоров, А. П. Шевелев, А. Я. Гильманов, Т. Н. Ковальчук // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. - 2020. - Т. 6. - № 2 (22). - С.145-161. https: //doi. org/10.21684/2411 -7978-2020-6-2-145-161.

149. Ковальчук Т.Н. Физико-математическая модель для определения основных технологических параметров пароциклического воздействия на нефтяной пласт / Т.Н. Ковальчук, А.Я. Гильманов, А. П. Шевелев // Международная научно-техническая конференция молодых ученых БГТУ им. В.Г. Шухова, посвященная 170-летию со дня рождения В.Г. Шухова. - 2023 Часть 20. - C. 147-150.

150. Gilmanov A.Y. Mathematical Modeling of Cyclic-Steam Stimulation in the Reservoir-Well System / Gilmanov A.Y, Kovalchuk T.N., Shevelev A.P. // Book of abstracts V International Workshop «Thermal Methods for Enhanced Oil Recovery: Laboratory Testing, Simulation and Oilfields Applications» ThEOR. -2022. - 12 p.

151. Ковальчук Т.Н. Математическое моделирование основных технологических параметров пароциклического воздействия с учетом тепловых потерь по стволу скважины / Ковальчук Т.Н., Гильманов А.Я., Шевелёв А.П. // Фундаментальная математика и ее приложения в естествознании: спутник Международной научной конференции "Уфимская осенняя математическая школа-2022". - 2022.

152. Ковальчук Т.Н. / Ковальчук Т.Н., Гильманов А.Я., Шевелёв А.П. // Трансформация нефтегазового комплекса 2030. Тюменский государственный университет, 2023.

153. А.И. Леонтьев. Теория тепломассообмена. Издательство МГТУ им. Н.Э. Баумана. 1997г.

154. Ковальчук Т.Н. / Ковальчук Т.Н., Гильманов А.Я., Шевелёв А.П. // Сборник тезисов, материалы Двадцать седьмой Всероссийской научной конференции студентов-физиков и молодых ученых (ВНКСФ-27) Ассоциация студентов - физиков и молодых ученых России. - 2023.

155. Ковальчук Т.Н. / Ковальчук Т.Н., Гильманов А.Я., Шевелёв А.П. // Сборник тезисов, материалы Двадцать шестой Всероссийской научной конференции студентов-физиков и молодых ученых (ВНКСФ-26) Альтаир. -2020.

156. Ковальчук Т.Н. / Ковальчук Т.Н., Гильманов А.Я., Шевелёв А.П. // Наука 60-й параллели Издательский центр СурГУ - 2022.

157. Ковальчук Т.Н. Учет естественно конвективных потоков при пароциклическом воздействии в рамках применения концепции плоских сечений / Ковальчук Т.Н., Гильманов А.Я., Шевелёв А.П. // Фундаментальная математика и ее приложения в естествознании: спутник Международной

научной конференции "Уфимская осенняя математическая школа-2023". -2023.

158. Ковальчук Т.Н. Математическая модель для прогнозирования дебита высоковязкой нефти при пароциклическом воздействии на пласт с учётом конвективного движения пара / Ковальчук Т.Н., Гильманов А.Я., Шевелёв А.П. // 11-я международная конференция «Санкт-Петербург 2024. Геонауки: современные вызовы и пути решения» 8 - 11 апреля 2024 г.

159. Ковальчук Т.Н. Применение подходов механики многофазных систем для моделирования двухфазной фильтрации в нефтяном пласте / Ковальчук Т.Н., Гильманов А.Я., Шевелёв А.П. // «Комплексный анализ, математическая физика и нелинейные уравнения» Уфа с 11 по 15 марта 2024 года.

160. Ковальчук Т.Н. Математическое моделирование пароциклического воздействия с учетом конвективных процессов в сложно построенных коллекторах / Ковальчук Т.Н., Гильманов А.Я., Шевелёв А.П. // XI Школа-семинар молодых ученых, ТюмГУ, 22-25 мая.

161. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ 2021661776 Российская Федерация. Программа для расчёта параметров адсорбции и удерживания на основе данных по фильтрации оторочки полимера / Ковальчук Т.Н., Гильманов А.Я., Шевелёв А.П. 15.07.2020.

162. Ковальчук Т. Н. Методика расчета дополнительной накопленной добычи нефти после применения технологии выравнивания профиля приемистости / А. Я. Гильманов, Т. Н. Ковальчук, А. П. Шевелев // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2022. -Т. 333. - № 6. C. 131-139. - https://doi.Org/10.18799/24131830/2022/6/3588.

163. Kovalchuk T.N. Simulation of Two-Phase Filtration to Determine the Areas of By-Passed Oil Using the Velocity of Fluid / T.N. Kovalchuk, A.Y., Gilmanov, A.P. Shevelev // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - 2020. - https://doi.org/10.1088/1755-1315/459/5/052046.

164. Fedorov K.M. Determination of adsorption-retention constants and inaccessible pore volume for high-molecular polymers / Fedorov K.M., Gilmanov A.Y., Kovalchuk T.N., Shevelev A.P., Pospelova T.A., Kobyashev A.V // Society of Petroleum Engineers. - SPE Russian Petroleum Technology Conference 2021, RPTC. - 2021. - https://doi.org/10.2118/206428-MS.

165. Гильманов А. Я. Применение подходов механики многофазных систем для моделирования двухфазной фильтрации в нефтяном пласте / Гильманов А. Я., Ковальчук Т. Н., А. П. Шевелёв // ООО «АЭТЕРНА», 2024.

166. Ковальчук Т.Н. Математическое моделирование процессов образования целиков нефти / Ковальчук Т.Н., Гильманов А.Я., Шевелёв А.П. // Всероссийская научная конференция студентов-физиков ВНКСФ 28 1-6 апреля 2024, г. Новосибирск.

167. Брусиловский А. И. 2002. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. М.: Грааль. 575 с.

168. Каневская Р. Д. 2002. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. М.; Ижевск: Институт компьютерных исследований. 140 с.

169. Шевелёв А. П. 2005. Математическое моделирование циклического теплового воздействия на нефтяные пласты: автореф. дис. ... канд. физ.-мат. наук. Тюмень: Тюменский гос. ун-т. 23 с.

170. Математическое моделирование в проблеме добычи высоковязких нефтей / Д. А. Митрушкин, Л. К. Хабирова // Вестник ЦКР Роснедра. 2010. №1. С. 52-59.

171. Ковальчук Т.Н. / Ковальчук Т.Н., Гильманов А.Я., Шевелёв А.П. // Сборник тезисов, материалы Двадцать девятой Всероссийской научной конференции студентов-физиков и молодых ученых (ВНКСФ-29) Ассоциация студентов - физиков и молодых ученых России 2025.