Разработка способов приготовления и нагнетания водогазовых смесей для воздействия на нефтяной пласт тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Сафиуллина, Елена Улубековна

• Сафиуллина, Елена Улубековна
• кандидат технических наук
• 2003

Оглавление диссертации кандидат технических наук Сафиуллина, Елена Улубековна

ВВЕДЕНИЕ

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

ГЛАВА 1 ОБЗОР И АНАЛИЗ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

1.1 Аналитический обзор применения ВГВ на месторождениях зарубежных стран и России

1.1.1 Опыт применения технологии ВГВ на месторождениях зарубежных стран

1.1.2 Опыт применения технологии ВГВ на месторождениях России

1.1.3 Проблемы гидратообразования при закачке водогазовых смесей

1.1.4 Технологии ВГВ, испытанные в промысловых условиях

1.2 Механизм повышения нефтеотдачи при ВГВ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка способов приготовления и нагнетания водогазовых смесей для воздействия на нефтяной пласт»

В последние годы отмечается растущий интерес к применению технологии водогазового воздействия (ВГВ). Промысловый опыт доказывает, что ВГВ на пласт как метод повышения нефтеотдачи сочетает в себе положительные стороны технологии вытеснения нефти газом высокого давления и технологии разработки залежи нефти заводнением.

Заводнение является основным методом разработки нефтяных месторождений, однако его возможности сильно ограничены вследствие физической сущности процесса взаимодействия закачиваемой воды с нефтью и породой. Результаты многолетних исследований эффективности заводнения пластов показали, что коэффициент нефтеотдачи при этом методе не превышает 0,3-0,5 балансовых запасов в различных физико-геологических условиях. Отечественными и зарубежными исследователями установлено, что в определенных условиях нефтеизвлечение может быть повышено, если заводнение осуществляется в пласте при наличии свободной газовой фазы.

Газовый метод воздействия на нефтяные пласты считается перспективным с точки зрения повышения нефтеотдачи и широко используется за рубежом. В частности, метод вытеснения углеводородным газом является одним из наиболее эффективных газовых методов повышения нефтеотдачи пластов, особенно низкопроницаемых коллекторов.

ВГВ является комбинацией обычного заводнения и газовых методов. Необходимость закачки вместе с газом воды объясняется тем, что в большинстве случаев при закачке одного газа происходит его прорыв по высокопроницаемым пропласткам в добывающие скважины. Из-за этого не получают того эффекта, на который рассчитывали.

Первоначально метод поочередной закачки воды и газа (ВГВ) был предложен как способ совершенствования газовой репрессии. Вода использовалась главным образом для контроля подвижности вытесняющего агента и стабилизации фронта вытеснения. В результате ВГВ было отмечено повышение нефтеотдачи (по сравнению с нагнетанием только воды) почти во всех случаях практического использования данного метода. Помимо такого важного момента, как обеспечение контроля подвижности, отмечены и другие преимущества метода ВГВ. Утилизация нефтяного газа при использовании его в качестве рабочего агента также имеет преимущества с экологической точки зрения, с учетом имеющихся ограничений на сжигание газа в факелах, а также налога на выброс СО2 в некоторых странах. Поэтому на сегодняшний день остаются актуальными исследования в области газового и водогазового воздействия на пласт. Наряду с поиском новых методов воздействия на пласт существует необходимость всестороннего изучения механизма вытеснения нефти мелкодисперсной водогазовой смесью (МВГС) с учетом характеристик пластовой системы для повышения эффективности существующих технологий ВГВ.

До настоящего времени известные технологии выработки запасов месторождений с низкопроницаемыми коллекторами или коллекторами смешанного типа и применяемая техника не позволяли достичь высокой рентабельности их разработки, поэтому известные технологии ВГВ не получили распространения в отечественной практике нефтедобычи. Целью настоящей работы являлась разработка такой техники и технологии ВГВ, при которой достигается диспергирование газа до требуемых размеров глобул и при этом используется доступное в промысловых условиях оборудование для закачки ВГС в пласт.

Анализ накопленного материала по ВГВ как теоретического, так и опытно-промышленного показал, что для осуществления данной технологии требуется провести определенный объем экспериментальных работ, связанный с исследованием и обоснованием влияния дисперсности газовой фазы в водогазовой эмульсии на гидродинамические особенности фильтрации МВГС в пласте. Изучение работы насосно-эжекторного оборудования в режиме диспергирования и перекачки смесей с высоким газосодержанием является одной из важных задач, рассмотренных в диссертационной работе.

Целью настоящей диссертационной работы является экспериментальная оценка и обоснование влияния дисперсности водогазовой смеси на гидрогазодинамические процессы в пласте и на этой основе разработка промысловой техники и технологи приготовления, стабилизации и закачки в пласт МВГС доступными в промысловых условиях техническими средствами.

Для реализации поставленной цели автором были сформулированы задачи, которые включают разработку методики проведения фильтрационных экспериментов и непосредственно проведение самих экспериментов по изучению фильтрационных характеристик МВГС на модели пласта. Были получены зависимости, характеризующие вытесняющие свойства МВГС, по сравнению с нефтевытесняющими свойствами воды и газа, при разном процентном содержании газовой фазы. Установлена достаточно четкая зависимость характера вытеснения нефти от наличия в смеси мелкодисперсных газовых пузырьков.

Для приготовления МВГС использовали специальное диспергирующее устройство. Результат, который может быть получен при использовании данного устройства, заключается в диспергировании попутного нефтяного газа в воде для получения мелкодисперсной водогазовой смеси с диаметром пузырьков газа в МВГС от 1 мкм до 100 мкм. Результаты испытания диспергатора показали его высокую надежность и эффективность при создании МВГС.

Технология приготовления и нагнетания ВГС подбирается автором для условий различных нефтедобывающих регионов и уточняется с учетом геологического строения месторождения, его оснащенности оборудованием, необходимым для реализации технологии.

Для месторождений, где нет возможности использовать газ высокого давления, предлагается новый способ закачки ВГС, схема которого включает дожимной насос и линию подачи ПАВ. ПАВ добавляют в закачиваемую воду для снижения вероятности прорывов газа к добывающим скважинам. Кроме того, добавка ПАВ позволяет исключить вредное влияние свободного газа на работу дожимного насоса и достичь высоких давлений нагнетания, необходимых для эффективной реализации водогазового воздействия на пласт. Поэтому комплекс экспериментальных исследований включал серию экспериментов по исследованию пенообразующей способности водных растворов ПАВ.

В работе проведено изучение возможности получения и использования водовоздушных смесей. Показано, что такой вариант технологии ВГВ соответствует процессу сверхвлажного горения в пласте.

Итогом данной работы является разработка различных способов приготовления и нагнетания ВГС, которые позволяют существенно расширить область применения и функциональные возможности технологии ВГВ. В предлагаемых схемах предусмотрено максимальное использование существующего на промыслах оборудования, в частности, сепараторов газа, водораспределительных пунктов, компрессоров, а также рассмотрена возможность реализации технологии ВГВ без образования гидратов. Кроме того, подготовлен проект по внедрению технологии ВГВ на продуктивный пласт на месторождении Кумколь.

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

ВГВ - водогазовое воздействие;

ВГС - водогазовая смесь;

МВГС - мелкодисперсная водогазовая смесь; мввс - мелкодисперсная водовоздушная смесь

МВКС - мелкодисперсная водокислородная смесь

ПАВ - поверхностно-активное вещество

ППД - поддержание пластового давления

УЭЦН - установка электроцентробежного насоса

ВСР - вводно-солевой раствор

ГКД - гидродинамический кавитационный диспергатор

НКТ - насосно-компрессорные трубы

ГУ - групповые установки

КИН - коэффициент извлечения нефти СА - струйный аппарат к главе 1

Ноп - расчетная глубина опорожнения нагнетательной колонны, м; Рв/г- давление водогазовой смеси, МПа; рв - плотность воды, кг/м ; tkpi - критическая температура гидратообразования каждого составляющего, °С; ni - массовая доля каждого составляющего в смеси, %; Г - геотермальный градиент, °С/м; t0 - температура окружающего воздуха, °С; к главе 2 ц - вязкость смеси;

Но- динамическая вязкость однофазной дисперсной среды; ф- объемная концентрация частиц; к — коэффициент, зависящий от формы частицы и от свойств жидкости и дисперсной фазы.

12д - объем дисперсной фазы;

Х2Ж - объем жидкости; п - количество частиц в единице объема смеси; V0 — скорость падения шара, м/с; рш и ро — соответственно плотность материала шара и жидкости, кг/м ; g — ускорение свободного падения; к\ — коэффициент, учитывающий влияние стенок трубы на движение шара; рг— плотность воздуха, кг/м ; L - путь, проходимый шаром, м; t0— время, за которое шар проходит путь L, с; т0 - время установления стационарного обтекания шара,с ; S0 - путь релаксации при движении шара в однофазной жидкости, м; t, т и S — те же величины при движении шара в микропузырьковой среде; к главе 3

W - скорость реакции кислорода с нефтью, кг 02/кг нефти*с;

А0 - константа Аррениуса (предэкспоненциальный множитель); кг/(кг*с*(МПа)п);

Рк - парциальное давление кислорода, МПа; Е - энергия активации, Дж/(моль*К); Т - абсолютная температура, °С; К, п- константы; f - степень окисленности нефти, доли единицы; г - константа, учитывающая влияние степени окисленности на скорость реакции;

LT - количество тепла, выделяющегося при сгорании единицы массы топлива, ккал/кг; m" - мольное отношение образующейся при окислении окиси углерода к двуокиси углерода; п'- атомное отношение водорода к углероду в сгорающем топливе;

L02 - количество тепла, выделяющегося при утилизации 1 моля кислорода, ккал/моль; „ д^, - относительный перепад давлении, создаваемый эжектором;

А Рс - давление, создаваемое струйным аппаратом, МПа; Р с - давление на выходе струйного аппарата, МПа; Р н - давление в его приемной камере, МПа;

- перепад давлений в рабочем сопле, МПа; р г р - давление перед рабочим соплом, МПа; Uж - объемный коэффициент инжекции по жидкости;

Q и ж - подача инжектируемой жидкости; Qpojc - подача рабочей жидкости;

Q г - объемный расход инжектируемого газа в условиях входа в приемную камеру; z - коэффициент сверхсжимаемости газа, зависящий от состава газа;

Fa - мольное содержание азота в газе;

Fy - мольная доля углеводородных компонентов газа;

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Сафиуллина, Елена Улубековна

Основные результаты и выводы работы заключаются в следующем:

1. Разработана конструкция гидродинамического диспергирующего устройства, которое позволяет получать устойчивые водогазовые смеси с содержанием свободной газовой фазы от 0% до 40% с размерами газовых пузырьков от 1 до 100 мкм.

2. Обоснован новый метод воздействия на пласт путем закачки МВГС в нагнетательную скважину, обеспечивающий дополнительную добычу нефти.

3. Исходное количество остаточного керосина (27,2%) после вытеснения водой существенно меньше, чем это обычно имеет место в реальных условиях эксплуатации, т.к. условия испытаний вытесняющих свойств МВГС на модели пласта были максимально усложненными по сравнению с реально существующими условиями на нефтяных месторождениях.

4. Закачка в модель пласта МВГС с содержанием свободной мелкодисперсной газовой фазы 10% и 20%, однозначно приводит к дополнительному вытеснению остаточного керосина независимо от степени промытости пласта рабочими агентами (водой, газированной водой, оторочками газа и воды).

5. Подтверждена возможность эжектирования газа в поток жидкости при значительном (до 2,0 - 4,0 МПа) перепаде давлений рабочей жидкости и эжектируемого газа.

6. Предложены различные варианты реализации ВГВ, которые позволяют существенно расширить область применения и функциональные возможности данной технологии. В предлагаемых схемах предусмотрено максимальное использование существующего на промыслах оборудования, в частности, сепараторов газа, водораспределительных пунктов, компрессоров.

На основе исследований пенообразующей способности различных модельных жидкостей предложено применение нового ПАВ для добавки в закачиваемую воду. Это позволит существенно увеличить допрорывной период эксплуатации скважин.

Подготовлена схема реализации технологии водогазового воздействия на продуктивный пласт на месторождении Кумколь

Для реализации ВГВ на месторождении Кумколь предложено в качестве рабочего агента использовать нефтяной газ, что позволит частично утилизировать добываемый газ, который бесполезно сгорает в факелах. В работе предложены различные схемы предотвращения гидратообразования в нагнетательных скважинах при реализации ВГВ путем варьирования компоновки оборудования, необходимого для приготовления и нагнетания водогазовых смесей в продуктивный пласт.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Сафиуллина, Елена Улубековна, 2003 год

1. Амелин И. Д., Сергеев Л. И., Гейхман Г. М., Еременко Н. В. и др. "Осуществление процесса внутрипластового горения на месторождении Павлова Гора". М., ВНИИОЭНГ, 1972 г., ТНТО,65 с.

2. Амерханов И. М., Тронов В. П. Особенности исследования пенистых нефтей при проектировании объектов сепарации. Нефтяное хозяйство, №4, 1990, С. 62-66.

3. Амиян А. В. Освоение нефтяных и газовых скважин пенами. М., ВНИИОЭНГ, 1977, С. 10-37.

4. Балинт В., Бан А., Долешал Ш., Забродин П. И., Терек Я. Применение углекислого газа в добыче нефти.-М,: -Недра, 1977. 10 с.

5. Баранов В. Я. Методические указания по курсу «Физическая и коллоидная химия». М. - 1985.

6. Баталин О.Ю., Вафина Н.Г. Моделирование процессов образования парафиновых отложений при разработке нефтяных залежей: Материалы Первого международного симпозиума «Наука и технология углеводородных дисперсных систем». Москва, 1997

7. Баталин О.Ю., Захаров М.Ю. Совершенствование методов расчета условий гидратообразования. М.: Изд-во ВНИИЭГАЗпрома, 1988.

8. Белей И.В., Карлов Р.Г., Лопатин Ю.С. Насосно-бустерный способ нагнетания газожидкостных смесей и новые технологические решенияв нефтепромысловом деле. Строительство скважин, 1994, № 6-7, С. 39-42.

9. Блюмберг Э. А., Лебедев Ю. А., Сафиуллин P. X. Химические аспекты процесса внутрипластового горения нефти. "Тепловые методы добычи нефти", М., "Наука", 1975, с. 124-134.

10. Бондаренко В. В. Окисление нефтей кислородом воздуха при начальных пластовых условиях. РНТС ВНИИОЭНГа, сер. "Нефтепромысловое дело", № 9, 1982 г.

11. Бондаренко В. В. Стрижов И. Н. Исследование окисление нефтей при внутрипластовом горении. "Нефтяное хозяйство", № 2, 1983, с. 50-53.

12. Бошенятов Б.В., Попов В.В. Об измерении газосодержания микродисперсных газожидкостных сред акустическим методом.

13. Бошенятов Б.В., Чернышев И.В. К вопросу об эффективной вязкости микропузырьковой среды// Молекулярная газодинамика и механика неоднородных сред. М.: Наука, 1990. С. 179- 183.

14. Брусиловский А. И. «Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа» М. «Грааль», 2002, 575с.

15. Бухгалтер Э. Б. Метанол и его использование в газовой промышленности .-М.: Недра, 1986.-238с.

16. Васько Ю.П., Калачихина Ж.В., Филиппов А. Г., Масленников А. И. Гидратообразование на Астраханском ГКМ. Журнал Газовая промышленность январь 2000 г.

17. Гаврилов Jl.Р. Содержание свободного газа в жидкостях и способы его Щ измерения // Физика и техника мощного ультразвука/ Под ред. Л.Д.

18. Розенберга. М.: Наука, 1970. Ч. 3. 688 с.

19. Гавура В. Е. Контроль и регулирование процесса разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: 2001

20. Газизов А. Ш., Галактионова Л. А., Газизов А. А. Повышение эффективности выработки нефтеводонасыщенных пластов с трудноизвлекаемыми запасами на поздней стадии эксплуатации месторождений Западной Сибири. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ» 1998.- С. 207-221.

21. Гараева Н. С., Хамидуллин Р. Ф., Дияров И. Н., Дияшев Р. Н. Исследование эмульсионных и реологических свойств нефти Верхнечонского месторождения (Иркутская область) при обезвоживании. "Нефтепромысловое дело", № 3, 2001, С. 40-43.

22. Глущенко В. Н. Углеводородные гели для гидроразрыва пласта. "Нефтяное хозяйство", № 11, 1993, С. 36-38.

23. Гусев С.В. Методы регулирования водогазового воздействия на пласт на примере опытного участка Самотлорского месторождения. — Нефтяное хозяйство, 1990, №3, с.35 39.

24. Демьянова Л. А., Дроздов А. Н. Теория, экспериментальные исследования и расчет струйных аппаратов при откачкегазожидкостных смесей. М., 2000 г.

25. Дроздов А. Н. Разработка, исследование и результаты промышленного использования погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти. Дис. . докт. техн. наук. - М., 1997.

26. Емков Г. Н., Новиков К. Г., Ворончихина Д. П. Нефтеобразование нефтей и антипенные присадки. Тематический научно-технический обзор, М., ВНИИОЭНГ, 1976.

27. Желтов Ю. Н. Бондаренко В. В., Татьянин А. И., Стрижов И. Н. Кинетика окисления нефти в присутствии воды. РНТС ВНИШЦЭНГа, "Нефтепромысловое дело", № 12, 1985.

28. Закиров С.Н., Щепкина Н.Е., Брусиловский А.И. Математическое моделирование стационарного неизотермического движения газоводяных и газоконденсатных систем в скважине // Известия АН АзССР. Сер. Наука о Земле. 1989. - № 5.

29. Ибрагимов Г. 3., Фазлутдинов К. С., Хисамутдинов Н. И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти.М., «Недра», 1991 г. с. 208.

30. Ибрагимов Л. X., Мищенко И. Т., Челоянц Д. К. Интенсификация добычи нефти.- М.: Наука 2000.

31. Иванов И. Б., Платиканов Д. Н. Коллоиды «Химия». -1975., С. 134-141.

32. Классен В. И., Мокроусов В. А. Введение в теорию флотации М.: «Металлургиздат». -1953.

33. Корнев К. Г. Пены в пористых средах. М.:, Физматлит, 2001.

34. Кутателадзе С.С., Стырикович М.А., Гидродинамика газожкдкостных систем, М.: Энергия, 1976. 296 с.

35. Левич В.Г. Физико-химическая гидродинамика, М.: Гостехиздат; 1959, 670 с.

36. Лискевич Е. И., Островский Ю. М. Вытеснение нефти газоводяными смесями. Сборник статей. С. 233-240.

37. Магадов Р. С., Магадова Л. А., Силин М. А., Гаевой Е. Отечественные химические регенты для гидроразрыва пласта. Нефть и капитал, № 17, 1996, С. 49-51.

38. Маганов Р., Вахитов Г., О. Баталин, Н. Вафина Оптимальная технология борьбы с гидратопарафиновыми отложениями. М., «Наука и техника», № 3, 2000 г.

39. Майдебор В.Н. Результат применения процессов смешивающегося вытеснения нефти при разработке зарубежных нефтяных месторождений. Обзор зарубежной литературы, сер. Добыча, М., ВНИИОЭНГ, 1974, 59с.

40. Малышев А.Г., Черемисин Н.А. Применение греющих кабелей для предупреждения парафиногидратообразования в нефтяных скважинах // Нефтяное хозяйство. 1990. - № 6. - С. 58-60.

41. Малышев А.Г., Черемисин Н.А., Шевченко Г.В. Выбор оптимальных способов борьбы с парафиногидратообразованием // Нефтяное хозяйство. 1997. - №9. - С. 62-69.

42. Мамлеев Р.Ш., Прокошев Н.А. Опыт закачки водогазовой смеси для повышения нефтеотдачи пластов. Нефтяное хозяйство, 1979, №3, с.32-34.

43. Методическое руководство по применению газовых и водогазовых методов воздействия на нефтяные пласты, ВНИИнефть, 1990.- С. 14

44. Методы испытаний водных растворов поверхностно-активных веществ. М., ВНИИТЭИ, 1965, С. 86-97.

45. Мищенко И. Т., Кондратюк А. Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. М.: «Нефть и газ», 1996.

46. Мищенко И. Т., Сахаров В. А., Мохов М. А. и др. Применение струйных аппаратов в нефтегазодобывающей промышленности. М., Издательство «Нефть и газ». 1999г. 59с.

47. Муслимов P. X., Шавалиев А. М., Хисамов Р. Б., Юсупов И. Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. С. 90.

48. Николаев В.М. Сохранение, поддержание и восстановление пластового давления в нефтеносных пластах русское изобретение. Нефтяное хозяйство, №3, 1954, с.58-60.

49. Островский Ю. М., Лискевич Е. И., Николаенко Н. А., Смук Ю М., Фаниев Р. Д. К вопросу комплексного решения проблемы повышения нефтеотдачи пластов и сохранения фонтанного периода эксплуатации скважин. Сборник статей. С. 205-211.

50. Островский Ю.М., Фаниев Р.Д., Янив В.Е. Некоторые вопросы технологии и техники газо-водяной репрессии на нефтяные пласты.

51. Персиянцев М. Н. Добыча нефти в осложненных условиях, М:., Недра.-2000 г. С.419-432

52. Персиянцев М. Н., Кабиров М. М., Ленченкова Л. Е. Повышение нефтеотдачи неоднородных пластовпластов.- Оренбург: Оренбургское книжное издательство, 1999.- С. 94 -114.

53. Поваров И.А., Казанков А.В. Влияние соотношения рабочих агентов на эффективность вытеснения нефти водой и газом. Нефтяное хозяйство, 1974, №4, с.35-38.

54. Позднышев Г.Н., Емков А.А., Новикова К.Г. и др. Метод определения склонности нефтей (нефтепродуктов) к пенообразованию / Нефтяное хозяйство, 1977, №11, с.39 40.

55. Пригородов В. Н. Устойчивость и прочность слабостабилизированных пленок жидкостей. Коллоидный журнал, том 33, № 10, 1972, С. 25032506.

56. Пригородов В. Н. Устойчивость пен неводных растворов в широком диапазоне температур и составов. Коллоидный журнал, том 34, № 4, 1972, С. 569-573.

57. Применение пенных систем в нефтегазодобыче. М.: Недра, 1987, С. 23104.

58. Проскуряков В.А., Шмидт Л.И. Очистка сточных вод в химической промышленности. М.: Химия, 1977. С.465

59. Розенберг М. Д., Кундин С. А., Курбанов А. К. и др. Фильтрация газированной жидкости и других многокомпонентных смесей в нефтяных пластах / — М.: Недра, 1969. 453 с.

60. Смит Ч. Р. Технология вторичных методов увеличения нефтеотдачи.-М.: Недра, 1971.-С.245

61. Смолуховский М., Эйнштейн А. Броуновское движение. М.:, Л,: ОНТИ, 1934.607 с.

62. Степанова Г. С. Новые методы газового и водогазового воздействия на нефтяные пласты. //Бурение и нефтью-сентябрь, 2003. С18-20.

63. Степанова Г. С., Мосина А. А., Слободской М. И. Уточнение расчетов фазовых равновесий в критической области применительно кпроцессам вытеснения нефти газом высокого давления. Сб. трудов ЗапСибНИГНИ 1990г.

64. Стрижов И. Н. Исследование процесса внутрипластового горения для усовершенствования методики проектирования. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М., МИНХ и ГП им. И. М. Губкина.

65. Стрижов И. Н. Коробков Е. И. Расчет параметров сверхвлажного внутрипластового горения. Методическое указание к дипломному проектированию. М., 1992 г.

66. Стрижов И. Н., Татьянин А. И., Бондаренко В. В. Окисление нефтей кислородом воздуха в различных пористых средах. "Нефтяное хозяйство", № 4, 1986 г.

67. Сургучев М.Л., Горбунов А.Т., Забродин Д.П. и др. Методы извлечения остаточной нефти /- М., Недра, 1991 г., 347 с.

68. Сургучев M.J1., Сургучев Л.М. Процесс водогазового воздействия на ф неоднородные пласты. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.,

69. ВНИИОЭНГ, 1993, № 6-7, с.3-13.

70. Тадема Г. Дж. Механизм нефтеотдачи при движущемся очаге горения в пласте. Международный конгресс. "Бурение скважин и добыча нефти". Гостоптехиздат, 1961, с. 108-113.

71. Тер-Саркисов Р. М., Уляшев В. Е., Бураков Ю. Г., Долгушин Н. В. Экспериментальное моделирование водогазового воздействия нагазированную нефть в карбонатном коллекторе. Материалы конференции. Казань, 2003 г.

72. Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика их получения и разрушения. -М.: Химия, 1975.-264 с.

73. Ушаков Д. А., Бойко С. И., Мильштеин Л. М., Константинов Е. Н. Борьба с пенообразованием, вызванным поверхностно-активными веществами, поступающими с нефтяным газом. Нефтепромысловое дело, № 1, 1996, С. 25-27.

74. Фаткуллин А.А. Значение газовых методов в освоении трудноизвлекаемых запасов нефти.- Нефтяное хозяйство, 2000, №1, с.32-35.

75. Халиков Г. А. Газовые методы интенсификации нефтедобычи. М.: Недра, 1997г.

76. Хаппелъ Дж., Бреннер Г. Гидродинамика при малых числах Рейнольдса. М.: Мир; 1976. 632 с.

77. Чоловская И. Д. Распределение температуры в стволе скважины и в пласте при циклическом нагнетании в них рабочих агентов. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. 2002.

78. Эмануэль Н.М., Денисов Е. Т., Майзус 3. К. Цепные реакции окисления углеводородов в жидкой фазе. М., "Наука", 1965, 375 с.

79. Эмульсии /Под ред. Ф. Шермаиа JL: Химия, 1972, 448 с.

80. Bae J. М. Characterization of Crude oil for Firetlooding Using Thermal Analysis Methods. S.P.E. J., 1977, № 2.

81. Blaker Т., Aara M. G., Skauge A., Rasmussen L., Celius H. K., Martinsen H. A., Vassenden F. : «Использование пены для контроля подвижности на месторождении Snorre: проект ВГВП», SPERE & Е Journal, 317-323, сентябрь 2002 г.

82. Bouck L.S., Hearh C.L., Dohy G. Performance of a miscible flood in the bear Lake Cardium Unit, Pembina field, Alberta, Canada. J. Petrol. Technol., 1975, VI, vol.27, june, p.672-678.

83. Bousaid I.S., Ramey H.J. Oxidation of Crude Oil in Porous Media. S.P.E. J., 1968, №2, p.p. 137-148.

84. Burger J. G., Combarnous M. Les methodes thermiques de production des hydrocarbures. Frans formatios physiques et chimiques des hydrocarbures et de lean. "Revue de L'Institut Francais du Petrol", 1975, v. 30, № 4, p.p. 551578.

85. Burger J. G., Sahuguet В. C. Chemical Aspects of In-Situ Combustion -Heat of Combustion and Kinetics. S.P.E. J.,1972,№ 5, p.p. 410-422.

86. Callaghan I. C., McKechnie A. L., Ray J. E., Wainwright J. C. Identification of Crude Oil Components Responsible for Foaming. SPEJ, № 5, 1985, P. 171- 175.

87. Christensen J. R., Stenby E. H., Skauge A. : «Обзор промысловой практики применения ВГВ», SPE 71203, SPERE & Е Journal, 97-106, апрель 2001 г.

88. Cone С. Case history of the University Block-9 (Wolfcamp) field a gas-water injection secondary recovery project. J.P.Т., 1970, XII, vol.22, dec., p.1485-1491.

89. Dabbous M. K., Fulton P. P. Low Temperature - Oxidation Reaction Kinetics and Effects on the In-Situ Combustion Process. S.P.E. J., 1974, № 3, p.p. 253-262.

90. Dalen V., Isterljord R., Kristensen R.: «Первичное применение технологии ВГВ на нефтяном пласте Lower Brent месторождения

91. Gullfaks», материалы 7-ого Европейского симпозиума по методам ф увеличения нефтеотдачи, Москва, октябрь 1993 г.

92. De Kruif G.G., van Lersel E.M.F., Vrij A. Hard shear sphere colloidal dispersions: Viscosity as function of shear rate and volume fraction // J. Chem. Phys, 1985. No 9, P. 4717-4725.

93. Fassihi M. A., Brigham W. E., Ramly M. J. Reaction Kinetics of In-Situ Combustion S.P.E. J.,1984,№ 3-4.

94. Gillund G.N. Review of the Lobstok Cardian miscible flood. J. Canad. Petrol. Technol., 1969, IV-VI, vol.8, №2, p.66-74.

95. Gillund G.N. Review of the Lobstok Cardian miscible flood. J. Canad. Petrol. Technol., 1969, IV-VI, vol.8, №2, p.66-74.

96. Hermansen H., Thomas L. K., Sylte J. E., Aasboee В. T. : «25 лет разработки месторождения Экофиск», SPE 38927, АТСЕ, Сан-Антонио, Техас, 1997 г.

97. Nidia A. Crogh (Общество инженеров-нефтяников); Karen Eide; Siv Е. Morterud : «Применение технологии ВГВ на месторождении Статфьорд: история успеха», SPE 78348, доклад на 13-ой Европейскойконференции по нефтедобыче, Абердин, 29-31 октября 2002 г.

98. Rune Istefjord, Общество инженеров-нефтяников и Annick Todnem : «10 лет применения технологии ВГВ на нефтяном пласте Lower Brent месторождения Gullfaks», SPE 78344, доклад на 13-ой Европейской конференции по нефтедобыче, 29-31 октября 2002 г.

99. Smith F. W., Perkins Т. К. Experimental and Numerical Simulation Studies of the Wet Combustion Recovery Process. J. of Can Petr. Technol., 1973, № 3, p.p. 44-54.

100. Tadema H.J., Wejdema J. Spontaneous Agnition of Oil Sands. "Oil and Gas j", 1970, №50, p.p. 77-80.

101. Walker J.W., Turner J.L. Performance of seelingson zone 20B-07 enriched -gas drive project. J. Petrol. Technol, 1968, 20, №4, p.369-373.

102. Авторское свидетельство СССР № 1492097, кл. F 04 F 5/54, опубл. 1989

103. Патент РФ № 2039226, кл. Е 21 В 43/22, опубл. 1995.07.09

104. Патент РФ № 2046931,кл.Е 21 В 43/00, опубл. 27.10.95 прототип

105. Патент РФ № 2088752. Способ разработки нефтяного месторождения. / Авт. изобрет. В.И. Крючков, Г.И. Губеева. М. кл. Е 21 В 43/20, заявл. 11.03.1992, опубл. 27.08.1997, Б.И. № 24.

106. Патент РФ №1810505, Кл. Е 21 В 43/22, опубл. 1993.23.04

107. Патент РФ №1822219, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 1998.06.27

108. Патент РФ №2190760, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 2002.10.10