Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине: Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пластов (наименование учебной дисциплины согласно учебному плану)

«Расчет процесса циклической закачки пара в нефтяной пласт»

Выполнил: студент гр. НД-15-1

Хажан.А.Я/

Руководитель проекта: ассистент Кузнецова А.Н

Санкт-Петербург - 2018



Задание

Студенту группы НД-15-1 / Хажан.А,я/

Тема работы: «Расчет процесса циклической закачки пара в нефтяной пласт»

2. Исходные данные к работе: проект разработки Гремихинского месторождения.

3.Содержание пояснительной записки: В соответствии с методическими указаниями к курсовой работе: задание на выполнение работы, расчетные формулы, расчет, результаты, графики, заключение.

4. Перечень графического материала: графики, схемы.

5. Срок сдачи законченного проекта: 16-12-2018 г.___

Руководитель работы: ассистент ________________ / Кузнецова А.Н./

(должность) (подпись) (Ф.И.О.)

Дата получения задания: 14-09-2018 г.



Оглавление

Аннотация

Введение

1. Анализ разработки месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Характеристика Гремихинского месторождения

2. Подбор и обоснование системы разработки с использованием циклической закачки пара в нефтяной пласт

2.1 Пароциклические обработки скважин

2.2 Внутрипластовое горение

2.3 Вытеснение горячей водой

2.4 Вытеснение нефти паром

2.5 Обоснование выбора метода увеличения нефтеотдачи

3. Расчетная часть

Заключение

Список используемой литературы



Аннотация

В данном курсовом работе рассматриваются методы нефтеотдачи, производится применение технологии закачки пара в нефтяной пласт на месторождении. Также приводится технологический расчет эффективности применения метода.

Проект содержит пояснительную записку объемом 21 стр., вкл. 3 рис., 2 таблицы, библ. список из 13 наименований.

In this course deals with modern methods of oil recovery, which is about the use of the methods of oil recovery are considered, the application of steam injection into the reservoir is applied to the field.

The work contains an explanatory note displacement 21 pages, incl. 3 figures, 2 tables and 13 references



Введение

В течение последних лет в нефтяной промышленности наблюдается устойчивая тенденция к ухудшению структуры запасов нефти, что проявляется в росте трудноизвлекаемой нефти, увеличении количества вводимых в разработку месторождений с осложненными геолого- физическими условиями, повышении удельного веса карбонатных коллекторов с высокой вязкостью нефти, наличии большого количества залежей с обширными нефтегазовыми зонами и подстилаемых подошвенной водой и т. д. Создание и внедрение в производство новых способов и технологий воздействия на нефтяной пласт с целью получения высоких технико-экономических показателей разработки месторождений в таких условиях является одной из самых актуальных задач.

Реализация новых методов повышения нефтеотдачи пластов является одним из важнейших направлений научно-технического прогресса в нефтяной промышленности.

Проблемой увеличения нефтеотдачи пластов усиленно занимаются все нефтедобывающие страны мира, так как повышение нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях равносильно открытию новых.

В данной курсовой работе более подробно будет рассмотрена применения технологии закачки пара в нефтяной пласт на Гремихинское месторождении.



1. Анализ разработки месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

Гремихинское месторождение - это нефтяное месторождение, которое относится к компании ОАО Удмуртнефть. Это одно из самых крупных нефтедобывающих предприятий в Удмурдской республике. Оно располагается в западной части Воткинского района в Удмуртской Республике и относится к Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. В 25 километрах от месторождения находится город Ижевск. Данное месторождение стало объектом для проведения экспериментальных исследований в нефтедобывающей отрасли в Российской Федерации.

Рисунок 1 - Обзорная карта месторождений

1.2 Характеристика Гремихинского месторождения

Средние значения пористости и проницаемости коллекторов этих частей пласта А4 сравнительно высокие и равны соответственно 22 % и 0,083-0,149 мкм2. Наиболее проницаемыми и сравнительно высокопористыми коллекторами являются породы нижней пачки. Они сложены раковинными песчаниками с небольшим количеством цемента. Ухудшение поровой составляющей коллекторов матрицы пласта А4 обусловлено развитием постдиагенной кальцитизации, что особенно ярко проявилось в коллекторах верхней пачки объекта. Вместе с тем, в них же наиболее интенсивно проявилась трещиноватость, выраженная развитием горизонтально, вертикально и наклонно направленных трещин, которые осложняют строение гранулярных коллекторов и одновременно изменяют их фильтрационно-емкостные характеристики. Замеренная по образцам керна густота трещин меняется от 0,15 до 0,71 см-1, плотность их 0,9-8,4 см-2, ширина от 0,02 до 2-3 мм. Трещины в разной степени зелечены вторичным кальцитом, нередко частично или полностью заполнены нефтью.

С трещиноватостью связано и образование кавернозности; размеры каверн достигают 2-3 см и более. Трещины служат проводящими и соединительными путями гидродинамического взаимодействия разобщенных поровых коллекторов, особенно в верхней части пласта А4. Нижняя поверхность кондиционно-нефтенасыщенного разреза имеет весьма сложный рельеф, контактируя либо с подошвенной водой (контактные зоны), либо с плотными прослоями, отделяющими нефтенасыщенную часть от водонасыщенной (неконтактные зоны). Таким образом, поверхность водонефтяного контакта (ВНК) представлена контактными окнами "нефть-вода" и неконтактными зонами, имеющими разделяющий плотный пласт.

По состоянию месторождение характеризуется низкой степенью выработанности запасов нефти: добыто 11862 тыс.т нефти, текущий КИН составляет 0,091 доли ед., отбор от НИЗ - 38 %.

Обобщенная геолого-физическая характеристика пласта А4 башкирского яруса Гремихинского месторождения сведена в табл. 1

Единица измерения Наименование параметра	Гремихинское месторождение
	башкирский ярус
1. Средняя глубина залегания	м	1147
2. Тип коллектора	-	карбонатный порово-трещиннный
3. Средняя общая толщина	м	46
4. Средняя нефтенасыщенная толщина	м	24,4
5. Пористость	%	19
6. Средняя нефтенасыщенность	%	78,6
7. Проницаемость	мкм2	0,105
8. Пластовая температура	о С	28
9.Начальное пластовое давление	МПа	12,5
10. Давление насыщения	МПа	5,04
11. Вязкость нефти в пластовых условиях	мПа?с	150,0
12. Плотность нефти в пластовых условиях	г/см3	0,907
13. Газосодержание в нефти	м3/т	5,2
14. Содержание в нефти по весу - серы - парафина - асфальтенов - смол	% % % %	3,18 3,11 5,83 16,8

Как видно из таблицы, нефть Гремихинского месторождения относится к категории высоковязких (>30 мПа с), высокосернистых (>2 %), высокопарафинистых (>3 %), высокосмолистых (>15 %), что делает ее чрезвычайно трудноизвлекаемой.

С учетом того, что эта нефть залегает в сложнопостроенных коллекторах (многослойный разрез карбонатных пород с двойной пористостью и с широким диапазоном изменения коллекторских свойств, наличием бассейна подошвенных вод с зональным характером их контактирования с нефтенасыщенной частью и т. д.), промышленное освоение залежи нефти пласта А4 встретило исключительные трудности

Вывод по первому разделу

Таким образом, условия данного месторождения (высокая Вязкость нефти ) указывают на применение технологий, современных методов увеличения нефтеотдачи (тепловые МУН), которые позволяют понизить вязкость нефти, увеличить её подвижность.



2. Подбор и обоснование системы разработки с использованием циклической закачки пара в нефтяной пласт

Тепловые МУН - это методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые МУН в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей. Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне.

При тепловых методах повышения нефтеотдачи пластов коллектор подогревается, чтобы снизить вязкость нефти и/или испарить ее. В обоих случаях нефть становится более подвижной и ее можно более эффективно направлять к добывающим скважинам. Помимо добавочного тепла в этих процессах создается движущая сила (давление).

2.1 Пароциклические обработки скважин

Циклическое нагнетание пара в пласты, или пароциклические обработки добывающих скважин, осуществляют периодическим прямым нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей эксплуатацией тех же скважин для отбора из пласта нефти с пониженной вязкостью и сконденсированного пара. Цель этой технологии заключается в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, повысить давление, облегчить условия фильтрации и увеличить приток нефти к скважинам.

Механизм процессов, происходящих в пласте, довольно сложный и сопровождается теми же явлениями, что и вытеснение нефти паром, но дополнительно происходит противоточная капиллярная фильтрация, перераспределение в микронеоднородной среде нефти и воды (конденсата) во время выдержки без отбора жидкости из скважин. При нагнетании пара в пласт он, естественно, внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта происходит активное перераспределение насыщенности за счет капиллярных сил: горячий конденсат вытесняет, замещает маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопроницаемые слои, то есть меняется с ней местами.

Именно такое перераспределение насыщенности пласта нефтью и конденсатом и является физической основой процесса извлечения нефти при помощи пароциклического воздействия на пласты. Без капиллярного обмена нефтью и конденсатом эффект от пароциклического воздействия был бы минимальным и исчерпывался бы за первый цикл.

Преимущества этого метода заключаются в том, что эффект от нагнетания пара получается сразу же (практически с начала применения процесса) после прекращения закачки пара в скважину.

К недостаткам метода относится то, что периодическое нагревание и охлаждение обсадной колонны может вызвать нарушения этой колонны в резьбовых соединениях и цементного камня за колонной.

2.2 Внутрипластовое горение

Метод извлечения нефти с помощью внутрипластового горения основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, сопровождающуюся выделением большого количества теплоты. Он отличается от горения на поверхности. Генерирование теплоты непосредственно в пласте - основное преимущество данного метода.

Процесс внутрипластового горения (ВГ) - способ разработки и метод повышения нефтеотдачи продуктивных пластов, основанный на использовании энергии, полученной при частичном сжигании тяжелых фракций нефти (кокса) в пластовых условиях при нагнетании окислителя (воздуха) с поверхности. Это сложное, быстро протекающее превращение, сопровождаемое выделением теплоты, используется для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи в основном на залежах нефти с вязкостью более 30 мПа*с.

Диапазон применения ВГ очень широк: на неглубоко залегающих месторождениях и на значительных глубинах.

Внутрипластовое горение может проявляться в трех разновидностях: сухое (СВГ), влажное (ВВГ) и сверхвлажное (СВВГ)

При внутрипластовом горении действует широкий комплекс механизмов извлечения нефти: вытеснение ее газообразными продуктами горения, водой, паром; дистилляция легких фракций нефти; разжижение нефти под действием высокой температуры и углекислого газа. Образованные за счет дистилляции легкие фракции нефти переносятся в область впереди теплового фронта и, смешиваясь с исходной нефтью, играют роль оторочки растворителя.

Процесс внутрипластового горения сочетает все преимущества термических методов - вытеснение нефти горячей водой и паром, а также смешивающегося вытеснения, происходящею в зоне термического крекинга, в которой все углеводороды переходят в газовую фазу.

Метод внутрипластового горения сопряжен с большими недостатками. Из-за высокой температуры выходящих газов возникает необходимость решения сложных технических проблем по охране окружающей среды, утилизации продуктов горения, обеспечению безопасного ведения работ, предотвращению выноса песка из скважин, обра зованию песчаных пробок, водонефтяных стойких эмульсий, кор розии оборудования, возможности проявления гравитационных эффектов, снижающих охват пласта тепловым воздействием, и др



2.3 Вытеснение горячей водой

При закачке горячей воды в зоне, не охваченной тепловым воздействием, происходит вытеснение нефти водой в изотермических условиях, а в нагретой зоне, в которой температура изменяется от пластовой до температуры воды на забое скважины, в неизотермических. При этом понижается вязкость нефти, улучшается соотношение подвижностей нефти и воды, происходит тепловое увеличение объема нефти и ослабление молекулярно-поверхностных сил. Все это приводит к увеличению нефтеотдачи.

2.4 Вытеснение нефти паром

Вытеснение нефти паром - метод увеличения нефтеотдачи пластов, наиболее распространенный при вытеснении высоковязких нефтей. В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов - нефти, воды, газа. В пласте образуются следующие три зоны, различающиеся по температуре, степени и характеру насыщения:

1) Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры пара до температуры начала конденсации (400-200°С), в которой происходят экстракция из нефти легких фракций (дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их паром по пласту, то есть совместная фильтрация пара и легких фракций нефти.

2) Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от температуры начала конденсации (200°С) до пластовой, а горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции и нефть.

3) Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой.

При нагреве пласта происходит дистилляция нефти, снижение вязкости и объемное расширение всех пластовых агентов, изменение фазовых проницаемостей, смачиваемости горной породы и подвижности нефти, воды и др. месторождение нефтяной пласт скважина

К недостаткам ПТВ относятся также разрушение скелета пласта и вынос больших объемов песка в скважину, а также образование стойких эмульсий с некоторыми типами неф-тей и проблема коррозии.

Гравитационные эффекты могут привести к тому, что паром будет охвачена только верхняя часть пласта. Низкие темпы закачки пара невыгодны с экономической точки зрения. Потери теплоты пропорциональны перепаду температур и времени.

2.5 Обоснование выбора метода увеличения нефтеотдачи

Оценивая целесообразность и энергетическую эффективность применения тепловых методов (например, закачки пара в пласт), достаточно привести простой пример. На большинстве месторождений, где применяется закачка в пласт пара, расход пара на 1 т дополнительно добытой нефти не превышает 4-5 т. Для получения 1 т пара необходимо сжечь 70-80 кг нефти. Таким образом, сжигая 300-400 кг нефти, мы получаем дополнительно 1 т нефти, что свидетельствует об энергетической эффективности закачки в пласт пара [2].

Критерии применимости тепловых методов делятся на три группы:

- геолого-физические (строение и свойства коллектора, свойства пластовых флюидов и др.);

- технологические (сетка скважин, система и параметры воздействия, система контроля и регулирования процесса и др.);

- технические (наличие соответствующего оборудования, источников воды и энергии, состояние фонда скважин).

Проверка соответствия выбранного метода по критериям применимости представлена в таблице 1.

Параметры	Горение	Вытеснение паром	Пароцикли-ческая обработка	Вытеснение горячей водой	башкирский ярус
Вязкость пластовой нефти, мПа·с	>10	>50	>100	>5	150
Нефтенасыщенность, %	>50	78
Пластовое давление, МПа	Не ограничено	-
Проницаемость, мкм2	>0,1	>0,2	Не ограничена	0,105
Толщина, м	>3	>6	>3	46
Трещиноватость	Неблагоприятна *	-
Литология	Не ограничена	-
Глубина, м	>1500	<1200	<1500	1147
Содержание глины в пласте, %	Не ограничено	5-10	7,5
Плотность сетки скважин, га/скв.	<16	<6	Не ограничена	4

Видно, башкирский ярус подходит по критериям и является более выгодным для применения выбранной технологии, поскольку он обладает большими извлекаемыми запасами. Следовательно, данный пласт обладает большим приоритетом для применения методов увеличения нефтеотдачи (теплового метода), в частности применению циклической закачки пара.

Вывод по второй главе

Наиболее перспективными объекты для дальнейшей разработки являются башкирский ярус. Поскольку разработка месторождения сопровождается высокой слоистой неоднородностью, необходимо применение современных методов увеличения нефтеотдачи. Тепловые МУН позволяют понизить вязкость нефти, увеличить её подвижность. Применение их эффективно на залежи высоковязкой нефти; нефти, обладающей неньютоновскими свойствами; залежи, пластовая температура которых равна или близка к температуре насыщения нефти парафином, коэффициент нефтеотдачи может возрасти до 50% и более. Различают теплофизические методы - закачка в пласт теплоносителей (закачка пара в нефтяной пласт)



3. Расчетная часть

Для примера возьмём скважину. имеет необходимые для успешного данной технологии, вязкость нефти 151 %. Фонд скважин составляет 231 ед., в т.ч. 146 добывающих и 61 нагнетательных

Задача. Расчет проектирования закачки пара в нефтяной пласт:

-Рассчитать радиус зоны теплового воздействия и коэффициент теплоиспользования.

- Рассчитать дебиты нефти при пароциклическом воздействии на ПЗП

Таблица 2.Исходные данные

Параметр	Обозначение	гидрофобилизация
массовый расход нагнетаемого пара, кг/с	qn	800
мощность пласта,м	h	20
температура нагнетаемой парогазовой смеси в пласт, 0С	Тn	250
начальная температура пласта, 0С	Т0	20
теплопроводность пород, кДж/м•с•0С	лn	10-3
весовая теплоемкость пород, кДж/кг0С	-	1,1
степень сухости пара	хr	0,7
пористость (средняя по пласту)	m	0,19
удельная теплоемкость скелета пласта, кДж/ кг0С	сск	0,85
плотность скелета пласта, кг/м3	сcк	2500
время закачки пара примем, суток	-	100
удельная теплоемкость воды, кДж/ кг0С	-	4,18
теплота парообразования воды, кДж/кг0С	сr	1705
теплосодержание воды при температуре на вход в пласт, кДж/кг	iж	1087
проницаемость пласта, м2	k	10-12
пластовое давление на контуре питания, Мпа	pk	12
забойное давление в скважине в период отбора продукции, Мпа	Pc	7
радиус скважины, м	Rc	0.20
радиус контура питания, м	Rk	100
вязкость нефти в прогретой зоне, Па•с	µ(Tn)	0.02
вязкость нефти при начальной пластовой температуре, Па•с	µ(T0)	0.07

Температупа ввода тепла в пласт:

Н0 = 2,22(1705•0,7+1087-4,18•20) ? 4877,1 кДж/с,

· Найдем коэффициент температуропроводности:

бn = лn / (cn?сn)

=0,002/(1,1•2000) = 0,9•10-6 м2/с.

· Определим ф (выражение для расчета безразмерного времени

ф =

ф=

· Определим площадь прогретой зоны:

A(t) =

?3502м2,



· Объёмное теплосодержание пласта а паровой зоне:

сn1 = m•cr?сr+(1-m)•cск?сск•(Тn- Т0)

= 0,2•1705•20+0,8•0,85•2500•(250-20) = 397820 кДж/м3.

· Тепловая эффективность процесса:

зт =

? 0,661,

· Для расчета радиуса прогрева скважины используем данные, поэтому продолжительность времени закачки пара принимаем 20 суток получим:

Rn = ? 16,4 м,

qн = ? 39,7 м3/сут.

· Рассчитаем дебит скважины до пароциклической обработки:

qбаз = ? 10,3 м3/сут

получим кратность увеличения дебита после пароциклической обработки: К = =3,85

Основные выводы по разделу

Произведен расчет ожидаемой технологической эффективности для объекта разработки от применения закачки пара в нефтяной пласт. Дополнительная добыча нефти на участке составит 39,7 м3/ сут. Нефти. Согласно проведенным расчетам применение закачки пара в нефтяной пласт показывает свою эффективность с начала внедрения.



Заключение

Увеличение джинсы нефтеотдачи директ пластов должен при должно нагнетании должны воды долина достигается досуге за другие счет другим снижения других вязкости другой нефти, другом теплового дружбы расширения ельцин нефти жестов и жестом скелета задачи пласта, задачу а законе также заняла интенсификации записи капиллярной запрет пропитки звучит (для зимняя гидрофильных знаках пластов). знаков В знаком результате знания увеличивается зрения подвижность играют нефти, игроки фазовая избран проницаемость именем для именно неё иногда и йогурт охват кадрах пласта кадром вытесняющим каждой агентом, каждом создаются как-то условия камера для канала вытеснения каналу нефти каналы из костюм малопроницаемых котлер целиков. кратко В ксения случае кстати нагнетания куртке пара ладоши к лазеек указанным лариса факторам ленком добавляется личных ещё локтей эффект лучшей дистилляции, лучшим который любого заключается людьми в майкла испарении махать части местах пластовой метода нефти мимика под миссии воздействием многих пара многое и многом перенос модели её модель по момент пласту мораль в москва парообразном мощный виде. мужика

Глубина народа залегания народе продуктивного наукой пласта начала имеет начале значение нашего в нотной том обмена отношении, обмене что образы с обхода увеличением объект глубины обычно растут огилви потери одежде тепла одежду в одежды стволе однако скважины. одного Эффективная основе мощность основу влияет основы на особой потери особом тепла особые через особый кровлю отказа и отсюда подошву: оттуда чем охвату меньше охраны мощность, азбука тем азбуки больше акцент удельная анализ поверхность барьер теплопотерь бернет и бизнес тем близко больше блоков относительная больше величина борьбу тепловых бывает потерь. важная При важное закачке важной горячей важную воды важные и важный пара важным потери вернет тепловой верным энергии весьма происходят влиять при вместе движении внутри агента вплоть по вполне стволу всегда скважины, встреч и втором при выбора глубине высоко более высших 1200 главах м говоря температура гонщик его группы на дальше забое данной приближается данном к данные пластовой, детали поэтому джинсы огромные директ энергозатраты должен на должно нагрев должны агента долина на досуге поверхности другие с другим таким других результатом другой становятся другом нецелесообразными. дружбы

При лучшей нагнетании лучшим пара любого оборудование людьми состоит майкла из махать паровых местах котлов, метода паропроводов, мимика устьевого миссии и многих внутрискважинного многое оборудования. многом

Для модели получения модель пара момент используют мораль стационарные москва и мощный полустационарные мужика паровые народа котельные, народе передвижные наукой парогенераторные начала установки. начале

В данной курсовой работе рассматривался метод увеличения нефтеотдачи с применением технологии закачки пара в пласт, Механизм извлечения нефти из пласта, при нагнетании в него перегретого пара, основывается на изменениях свойств нефти и воды, содержащихся в пласте, в результате повышения температуры. С повышением температуры вязкость нефти, ее плотность и межфазовое отношение понижаются, а упругость паров повышается, что благоприятно влияет на нефтеотдачу. Увеличению нефтеотдачи также способствуют процессы испарения углеводородов за счет снижения их парциального давления. Снижение парциального давления связано с наличием в зоне испарения паров воды.



Список используемой литературы

1. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. Н.К. Байбаков, А.Р. Гарушев. “Недра”. М., 1981.

2. Разработка Гремихинского нефтяных месторождений. Ю.П. Желтов. “Недра”. М., 1986.

3. Научные основы разработки нефтяных месторождений термическими методами. Д.Г. Антониади. “Недра”. М., 1995.

4. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. Ж. Бурже, П. Сурио, М. Комбарну. “Недра”. М., 1988.

5. Внутрипластовое горение. И.Д. Амелин. “Недра”. М., 1980.

6. Термические методы воздействия на нефтяные пласты. Справочное пособие. “Недра”. М., 1995.

7. Кутырев Е.Ф. Особенности строения и разработки низкопроницаемых нефтяных пластов/ Е.Ф. Кутырев// Нефтяное хозяйство, 1998 - №11.

8. Ленченкова Л.Е. Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти физико-химическими методами: дис. ... д-ра техн. наук. Специальность 25.00.17 "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений". - Уфа, 2002.

9. Лисовский Н.Н. О классификации трудиоизвлекаемых запасов //Вестник ЦКР Роспедра. - 2009. -№ 6. - С. 33-34.

10. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения. Проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие. Казань: изд-во ФЭН Академии наук РТ, 2005. - 688 с.

11. Плетнева М.Ю. Поверхностно-активные вещества и композиции. - М.: ООО «Фирма Клавель», 2002. - 768 с.

12. Рогачев М.К. Исследование и разработка растворов поверхностно-активных веществ для заводнениянизкопроницаемыхполимиктовых коллекторов/ Кузнецова А.Н.// Научно-технический журнал «Инженер-нефтяник», №1, 2016г. с. 49-53.

13. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.:Недра, 1985. - 308с.

Размещено на Allbest.ru