CC BY
60
УДК 622.06
В. Н. Хлебников (д.т.н., проф.), А. С. Мишин (н.с.), С. В. Антонов (н.с.), П. М. Зобов (в.н.с., к.т.н.), Д. А. Бакулин (н.с.), А. А. Суслова (асп.)
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СВОЙСТВ ПОРОДЫ ПЛАСТОВ ПОКУРОВСКОЙ СВИТЫ ДЛЯ ГАЗОИЗОЛЯЦИИ В ОБЛАСТИ ГАЗОНЕФТЯНОГО КОНТАКТА НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина, кафедра физической и коллоидной химии, 119991, г. Москва, Ленинский пр., д. 65, корп. 1; тел. (499) 2339589, факс (499) 1358895, e-mail: [email protected]
V. N. Khlebnikov, A. S. Mishin, S. V. Antonov, P. M. Zobov, D. A. Bakulin, A. A. Suslova
USING THE PROPERTIES OF THE ROCK FORMATIONS
OF POKUROWSKAYA SUITE FOR GAS ISOLATION IN GAS-OIL CONTACT OF OIL AND GAS FIELDS
Gubkin Russian State University of Oil and Gas 65, Leninsky pr., corp. 1, 119991, Moscow; ph. (499) 2339589, fax (499) 1358895,
e-mail: Khlebnikov [email protected]
Исследование направлено на разработку методов газоизоляции в области газонефтяного контакта (ГНК) нефтегазовых месторождений подошвенного типа, приуроченных к пластам Покуровской свиты (пласты ПК). Физическое моделирование показало, что повысить газоизолирующую способность водяных экранов (барьеров) в области ГНК нефтегазовых пластов возможно за счет способности глинистых компонентов породы ПК набухать и диспергироваться в пресной воде. Наличие в пористой среде остаточной нефти или защемленного газа снижает газоизолирующую способность экрана из пресной воды. Закачивание вместо пресной воды низко концентрированного раствора поликариламида (ПАА) в пресной воде позволяет получать прочный газоизолирующий экран несмотря на наличие в пористой среде остаточной нефти и защемленного газа.
Ключевые слова: нефтегазовые месторождения; Покуровская свита (пласты ПК); газоизоляция.
The research is aimed at developing methods gas isolation at gas-oil contact (GOC) of oil and gas fields of the floor type, confined to Pokurowskaya suite (stratum PK). Physical modeling has shown that the ability to increase the gas barrier water screens (barriers) in the GOC of oil and gas reservoirs is possible due to the ability of the clay rock components PK swell and disperse in fresh water. The presence in a porous medium of residual oil or gas entrapped gas barrier reduces the ability of the screen of fresh water. Injection of fresh water instead of low concentrated solution of polyacrylamide (PAA) in fresh water produces a strong gas barrier screen despite the presence of residual oil and entrapped gas in a porous medium.
Key words: oil and gas fields; Pokurovskaya suite (stratum PK); gas isolation.
Исследования проведены при финансовой поддержке Минобрнауки России в рамках Задания № 13.1926.2014/K на выполнение научно-исследовательской работы в проектной части государственного задания в сфере научной деятельности.
Investigations were carried out with the financial support of the Ministry of Education and Science of the Russian Federation under Task № 13.1926.2014/K
Дата поступления 10.08.14
Прорыв газа из газовой шапки при добыче нефти из нефтегазовых месторождений является основной причиной низкой эффективности разработки данного вида запасов нефти 1. Особенно остро эта проблема стоит для газонефтяных месторождений подошвенного строения с большой площадью газонефтяного контакта (ГНК) и содержащих вязкую нефть. К данному типу нефтегазовых месторождений относятся коллектора, приуроченные к сено-манскому горизонту Западной Сибири (пласты ПК) 2'3. Подошвенное строение пластов ПК, отсутствие надежных литологических барьеров в области ГНК и необходимость высоких депрессий на пласт из-за высокой вязкости нефти — все это облегчает прорыв газа к добывающим скважинам.
Особенностью пористой среды в области ГНК газонефтяных месторождений является то, что в пористой среде кроме газа и остаточной воды в пористой среде может содержаться остаточная нефть. В предыдущих работах 4'5 исследовали возможность использования для создания экранов в области ГНК пластов ПК сшитых полимерных (гелеобразующих) систем (СПС) на основе полиакриламида (ПАА) и пе-нообразующих растворов ПАВ, которые являются общепринятыми составами для изоляционных работ. Проведенное исследование показало, что наличие остаточной нефти в пористой среде увеличивает прочность газоизоляционного экрана из СПС, однако не позволяет образоваться пене при движении газа в пористой среде, заполненной раствором ПАВ. Закачивание полимерных растворов и пенообразу-ющих составов (растворов ПАВ) в газонасыщенную пористую среду сопровождается значительным фильтрационным сопротивлением, т.е. сложно получить значительный по размерам газоизолирующий экран в области ГНК. Таким образом, методы газоизоляции в облас-
ти ГНК, основанные на применении реагентов, в настоящее время не позволяют решить проблемы добычи газа из подгазовых оторочек нефтегазовых месторождений подошвенного типа. Практически единственным методом газоизоляции в данном случае остается создание в области ГНК водяного экрана.
Целью настоящей работы являлось совершенствование методов создания водяных экранов в области ГНК нефтегазовых пластов, применительно к условиям пластов ПК.
Материалы и методы
В исследовании использовали ранее описанную методику фильтрационного эксперимента 4. В работе применяли насыпные пористые среды, моделирующие плохо сцементированные пласты ПК. Для моделирования области ГНК были выбраны модели пласта из экстрагированного кернового материала одного из типичных месторождений ПК. Модели пласта в области ГНК содержали воду, защемленный газ и остаточную нефть. Первичную газонасыщенность создавали методом продувания моделей пласта потоком воздуха (газ подавали сверху в вертикально расположенные модели пласта, направление движения газа несколько раз меняли, чтобы более равномерно распределить флюиды в пористой среде). Характеристика моделей пласта и использованных флюидов приведена в табл. 1 и 2.
При моделировании водяных экранов воды различной минерализации закачивали в горизонтально расположенные пористые среды с постоянной скоростью фильтрации. Для характеристики изменения фильтрационных параметров моделей пласта при закачке вод различного уровня минерализации использовали фактор сопротивления (Я):
Таблица 1
Свойства флюидов пласта ПК
Флюид Плотность, кг/м3 Вязкость, мПа-с
Изовискозная модель нефти 920 (20 оС) 50.1(30 оС)
Модель пластовой воды 1030 (20 оС) 0.876 (30 оС) 1.01 (20 оС)
Номер Поровый Проницаемость, мкм2 Насыщенность, %
опыта объем, мл по газу по воде при 100% водона-сыщенности по нефти с остаточной водой по газу с остаточными водой, нефтью и газом нефть вода газ
1 98.6 1.17 0.490 - - - 100 -
2 113.8 2.54 0.806 - 3.85 - 33 67
3 111.5 1.90 0.828 0.976 0.750 37.0 13.0 47.0
4 110.3 1.71 0.817 1.49 0.811 33.0 20.3 46.7
Таблица 2
Характеристика моделей пласта в области ГНК (длина моделей пласта 34.5 см, диаметр 3.2 см)
Ri = (Qi/APi)/(Qi / APi),
где Ri — текущий фактор сопротивления;
Q1 и AP1, соответственно — объемный расход и перепад давления при установившейся фильтрации воды при первичной фильтрации пластовой воды;
Qi и Pi, соответственно — текущие расход и перепад давления при фильтрации (закачивании) исследуемого водного флюида.
При моделировании прорыва газа через верх вертикально расположенной модели пласта подавали газ, следя за выделением флюидов на выходе (внизу). Если вытеснения флюидов не происходило, то давление газа на входе увеличивали. Фильтрацию газа продолжали и после прорыва газа, чтобы оценить влияние газонасыщенности на проницаемость (вода под действием потока газа и гравитации постепенно вытеснялась из модели пласта). Направление движения газа при моделировании прорыва было противоположно направлению движения воды на предыдущем этапе эксперимента. Характеристики водяного экрана оценивали по степени восстановления проницаемости по газу (В, %) газонасыщенных пористых сред:
В = 100 • (Кг2/Кг1),
где Кг2 — проницаемость по газу модели пласта после закачки изолирующего состава;
Кг1 — первичная проницаемость по газу модели пласта до воздействия (с остаточными водой и нефтью).
В обсуждении также использовали относительную проницаемость моделей пласта по газу (Котн.):
Котн. = Кг/К0,
где Кг — текущая проницаемость по газу, мкм2;
К0 — абсолютная проницаемость пористой сре-2
ды по газу, мкм .
Тестирование пенообразующих и гелеоб-разующих полимерных составов показало, что они обладают рядом отрицательных качеств — при закачивании в пористые среды значительно снижают проницаемость пористой среды, эффективность газоизоляции зависит от наличия в пористой среде остаточной нефти, т.е. нет подходящего метода изоляции в области ГНК месторождений подошвенного типа.
Целью работы было исследование возможности использования для газоизоляции способности глинистых компонентов породы пластов ПК набухать в низко минерализован-
ной и пресной воде, а также газоизолирующих характеристик водяного экрана в присутствии остаточных газа и нефти.
Первоначально исследовали влияние уровня минерализации закачиваемой воды на проницаемость моделей пласта ПК, содержащих только воду (опыт 1), воду и защемленный газ (опыт 2), нефть, воду и газ (опыт 3). При этом в пористые среды последовательно закачивали оторочки воды, постепенно снижая уровень ее минерализации с уровня минерализации пластовой (1030 кг/м3) до пресной воды. После закачки каждой оторочки воды фильтрацию останавливали на 12—18 ч для завершения процессов набухания глинистых минералов породы (табл. 3). Пример динамики фильтрации приведен на рис. 1.
Объем закачки, п.о.
Рис. 1. Динамика закачивания минерализованной и пресной воды в опыте 3: 1 — плотность минерализованной воды 1030 кг/м3; 2 — плотность минерализованной воды 1015 кг/м3 (3 оторочки); 3 — пресная вода
Снижение плотности закачиваемой мине-
рализованной воды с 1030 до 1007.5 кг/м3 мало отражается на проницаемости моделей пласта ПК — происходит уменьшение проницаемости по воде только на 10—30 %. В опыте
3 даже наблюдали кратковременный рост проницаемости для воды, что связано с вытеснением части остаточных нефти и газа. Наличие в пористой среде остаточной нефти и защемленного газа мало сказывается на влиянии на проницаемость уровня минерализации закачиваемой воды.
Резкое снижение проницаемости пористых сред по воде наблюдается в ходе закачивания пресной воды. После прокачки 1.15— 1.44 п.о. дистиллированной воды перепад давления увеличивался до значений около 1 МПа (градиент давления 2.7—2.9 МПа/м), после чего эксперимент прекращался. На выходе из
80
0,8
0,6
40
0,4
20
0,2
0
0
Таблица 3
Влияние уровня минерализации воды на проницаемость моделей пласта
(температура 20±2 оС)
Номер Прони- Насыщенность, % Плот- Объем Перепад Скорость Фактор Прони-
опыта цаемость нефть вода газ ность закач- давления, фильт- сопро- цаемость
по газу, мкм2 воды, кг/м3 ки, п.о.* МПа рации, мл/час тивления по воде, мкм2
1 1.17 - 100 - 1030 2.21 0.00764 31.2 1 0.490
- 100 - 1015 4.13 0.00840 31.3 1.10 0.445
- 100 - 1015 3.45 0.00910 30.9 1.20 0.408
- 100 - 1007.5 3.23 0.00880 31.6 1.14 0.430
- 100 - 1007.5 2.88 0.00880 31.6 1.14 0.430
- 100 - 1000** 0.78 1.008 28 132 0.0037
- 100 - 1000** 0.44 0.624 5.8 440 0.0011
2 2.54 - 79 21 1030 2.67 0.0157 31.0 1 0.242
- 79 21 1015 2.63 0.0179 31.4 1.13 0.214
- 80.5 19.5 1015 3.37 0.0198 31.9 1.23 0.197
- 97.4 3.6 1000** 1.44 1.00 29.1 66 0.0037
3 1.90 34.3 54.4 11.3 1030 3.23 0.061 31.8 1 0.0626
33.3 55.8 10.9 1015 2.24 0.057 31.5 0.94 0.066
32.3 57.2 10.5 1015 2.22 0.069 31.0 1.16 0.0540
31.6 58.3 10.1 1015 2.26 0.0785 31.4 1.30 0.0482
30.5 65.5 3.9 1000** 1.15 0.949 28.5 17.7 0.0035
4 1.71 31.9 60.3 7.8 1030 2.60 0.0760 31 1 0.0493
31.6 60.6 7.8 1000** 0.53 1.010 24-31 0.0029
24.1 68.3 7.5 1000** 0.31 0.602 5.4 0.0011
Примечания: * — после закачки каждой оторочки воды остановка фильтрации на 12—18 ч для набухания глины, ** — пресная вода.
моделей пласта появлялись глинистые частицы, что указывает на диспергирование глины в воде. Если в пористой среде содержались остаточные нефти и/или газ, то наблюдали их вытеснение из пористой среды.
Результаты и обсуждение
Полученные результаты могут быть объяснены следующим образом. Уменьшение минерализации воды не может не влиять на степень набухания глинистых частиц. Однако в высокопроницаемых, несцементированных песчаниках увеличение объема глинистых частиц относительно мало сказывается на сечении по-ровых каналов, через которые движется жидкость. В отличие от минерализованной воды, в пресной воде происходит не только набухание, но и диспергирование глинистых частиц породы, течение которых закупоривает поровые каналы, что и является основной причиной столь значительного снижения проницаемости. Ранее проведенные исследования 6'7 показали, что порода пласта ПК очень чувствительна к деминерализованной воде. Набухание и диспергирование в пресной воде глинистых компонентов породы пластов ПК приводит к превращению пористой среды в глинисто-песчаную суспензию, что наблюдалось и в настоящем исследовании.
На втором этапе эксперимента исследовали способность набухшей в пресной воде породы пласта ПК оказывать сопротивление прорыву газа. В опыте 3 моделировали вытеснение газа из пористой среды, содержащей остаточную нефть и защемленный газ (табл. 4, рис. 2). Прорыв газа произошел при газонасыщенности, равной 0.055 п.о., а после 58 ч продувки газонасыщенность достигла 27%, и проницаемость составила 0.158 мкм2, т.е. степень восстановления проницаемости для газа составила 21.1%.
Время, час
Рис. 2. Динамики изменения проницаемости пористых сред по газу от времени продувки: 1 — опыт 2 (пористая среда с защемленным газом); 2 — опыт 3 (пористая среда с остаточной нефтью и защемленным газом); 3 — опыт 1 (водонасыщенная пористая среда).
Таблица 4
Результаты оценки газоизолирующей способности экрана из пресной воды
(температура 16-18 оС)
Номер Условия продувки газом Насыщенность, % Прони- Степень вос-
опыта Средний Конечная Общее нефть вода газ цаемость становления
перепад скорость время по газу, проницаемости
давления, МПа фильтрации, л/ч продувки, ч мкм2 по газу, %
1 0.0966 0.84 56.5 - 58.0 42.0 0.0217 -
2 0.0919 13.9 58.0 - 46.6 53.4 0.317 8.2
3 0.0985 8.5 58.0 30.0 43.0 27.0 0.158 21.1
4 0.0971 0.95 167 24.1 57.2 18.7 ~0.017 ~2
В опыте 2 моделировали прорыв газа через пористую среду, содержащую кроме воды защемленный газ (табл. 4, рис. 2). Прорыв газа произошел при газонасыщенности, равной 0.13 п.о., т.е. при большей газонасыщенности, чем в опыте 3. После 58 ч продувки газонасыщенность достигла 53.4%, а проницаемость по газу составила 0.317 мкм2 (степень восстановления проницаемости составила 8.3%).
В опыте 1 проводили исследование с использованием пористой среды без остаточной нефти и защемленного газа (табл.4, рис.2). Пористая среда с подобными характеристиками образуется в результате закачивания в газонасыщенную пористую среду (без остаточной нефти) дегазированной воды (защемленный газ растворяется в воде под давлением). Прорыв газа в опыте 1 произошел при газонасыщенности, равной 0.19 п.о., т.е. при значительно более высокой газонасыщенности, чем в опытах 2 и 3. По мере роста насыщенности газом пористой среды проницаемость для газа увеличивалась, однако скорость роста проницаемости по газу была существенно ниже, чем в опытах 2 и 3. После фильтрации газа в течение 56.5 ч проницаемость пористой среды составила 0.0217 мкм2, т.е. в данной пористой среде образовался максимальный по прочности экран.
Результаты опыта 2 позволяют сопоставить газоизолирующие характеристики пористой среды, заполненной минерализованной водой, и после обработки пресной водой (рис. 3). Видно, что прорыв газа и вытеснение воды из пористой среды, заполненной минерализованной водой, происходит значительно легче, чем из пористой среды, содержащей набухшие глинистые частицы.
В опыте 1 при подготовке модели пласта газ продували через нефтенасыщенную модель пласта с остаточной водонасыщенностью. При этом из модели пласта газом вытеснялась в основном нефть, т.е. моделировали прорыв газа через пористую среду, в основном заполнен-
ную нефтью. Из рис. 4 следует, что пористая среда после обработки пресной водой оказывает существенно большее сопротивление движению газа, чем пористая среда, заполненная вязкой жидкостью (нефтью).
2,5
1,5
0,5
30
Время, час
Рис. 3. Динамика восстановления проницаемости по газу при продувке в опыте 2: 1 — пористая среда заполнена минерализованной водой; 2 — пористая среда заполнена пресной водой.
20 30 40
Время, час
Рис. 4. Динамика изменения проницаемости пористых сред по газу от времени продувки: кривые 1 и 1* — пористая среда с остаточными нефтью и водой; кривые 2 и 2* — пористая среда после закачки пресной воды.
3
2
1
0
Таким образом, обработка глинистой породы пласта ПК пресной водой повышает эффективность барьеров в области ГНК. Причина увеличения газоизолирующей способности водяного экрана из пресной воды по сравнению с водяным экраном из минерализованной воды заключается в диспергировании глинистых частиц и кольматации ими сужений поро-вых каналов в пласте, что и препятствует прорыву и движения газа.
Оценку влияния остаточной нефти и защемленного газа на газоизолирующие характеристики водяного экрана в глинистом пласте проводили с использованием двух зависимостей: зависимости относительной проницаемости по газу от времени фильтрации газа и от газонасыщенности пористых сред, представленных на рис. 2 и 5.
0,14
0,12 -
10 20 30 40 50
Насыщенность газом, %
60
Рис. 5. Зависимость относительной проницаемости по газу от насыщенности газом: 1 — опыт 3; 2 — опыт 2; 3 — опыт 1.
Данные, представленные на рис. 2, показывают, что наиболее устойчивым к прорыву газа является экран, образованный в пористой среде, которая перед закачкой пресной воды не содержала остаточной нефти и защемленного газа. В пористых средах с остаточной нефтью и/или защемленным газом образуются газоизолирующие экраны заметно меньшей прочности.
В присутствии остаточной нефти и защемленного газа (рис. 5) прорыв происходит при минимальной газонасыщенности, и темп роста проницаемости при увеличении газонасыщенности максимальный. Для пористой среды без остаточных нефти и газа прорыв газа происходит при максимальной газонасыщенности, и темп роста проницаемости по мере роста газо-
насыщенности минимален. Пористая среда с защемленным газом занимает промежуточное положение.
Отрицательное влияние остаточных нефти и газа на газоизолирующие способности пористой среды объясняется следующим. Остаточные нефть и газ в гидрофильной пористой среде располагаются в центре крупных пор в виде ганглий нефти и пузырьков газа, что препятствует движению глинистых частиц в этих порах и не позволяет этим частицам кольмати-ровать часть сужений, смежных с данными крупными порами. Наибольший отрицательный эффект дает нефть, т.к. вода практически не вытесняет остаточную нефть, которая, в отличие от газа, нерастворима в воде.
Поток газа через пористые среды, обработанные пресной водой, приводит к вытеснению в основном воды (вытеснение нефти газом в опыте 3 было незначительным). Поэтому можно дополнительно повысить газоизолирующую способность экрана из пресной воды, если увеличить вязкость водной фазы с помощью ПАА, который может структурировать глинистые частицы и образовывать из них глинисто-полимерные комплексы 8.
Проверку этого предположения проводили в опыте 4 с использованием модели пласта ПК, содержащей остаточные нефть и газ. В ходе эксперимента в модель пласта последовательно закачали минерализованную воду и 0.05% раствор ПАА AF-205 (средняя молекулярная масса 5.4 млн дальтон, степень гидролиза 8%) в пресной воде. Закачивание минерализованной воды сопровождалось вытеснением газа, после прокачки ~ 2 п.о. перепад давления стабилизировался. Закачивание раствора ПАА в пресной воде привело к быстрому росту перепада давления. После прокачки 0.53 п.о. раствора ПАА перепад давления достиг значения 1.010 МПа, поэтому скорость подачи была уменьшена. Снижение скорости подачи раствора ПАА привело к уменьшению перепада давления, однако вскоре рост его возобновился. Одновременно из модели пласта было вытеснено заметное количество нефти и немного газа. Полученные данные показывают, что в условиях Тазовского месторождения раствор ПАА в пресной воде (точнее, глинисто-полимерная дисперсия) обладает заметным нефте-вытесняющим действием — в результате закачки 0.84 п.о. раствора ПАА нефтенасыщенность пористой среды снизилась с 31.6 до 24.1 %.
Моделирование прорыва газа показало, что прочность экрана из пресной воды значительно увеличилась. Прорыв газа произошел
0
только после 80—85 ч выдержки модели пласта под давлением газа. В момент прорыва газонасыщенность составляла около 14%. После 167 ч продувки степень восстановления проницаемости для газа составила всего около 2%. На выходе из модели пласта наблюдали прозрачную водную фазу (раствор полимера) без примеси глины и нефти.
Рис. 6. Зависимость относительной проницаемости по газу от времени продувки: 1 — опыт 3 (обработка пресной водой); 2 — опыт 4 (обработка 0.05% раствором ПАА).
Сопоставление результатов опытов 3 и 4 позволяет хорошо проиллюстрировать влияние ПАА на газоизоляционные характеристики экрана из пресной воды. Оба эксперимента проводили с использованием близких по свойствам моделей пласта и программ эксперимента. Данные, представленные на рис. 6, показы-
вают, что при использовании раствора ПАА значительно увеличивается газоизолирующая способность водяного экрана. Если в случае экрана из пресной воды прорыв газа происходит через несколько часов продувки газом, практически сразу после увеличения давления с 0.05 до 0.1 МПа, то при использовании раствора ПАА в пресной воде прорыв газа происходит значительно позже. Заметно различается в опытах 3 (пресная вода) и 4 (раствор ПАА в пресной воде) и темп роста проницаемости после прорыва газа.
В опыте 4 было также обнаружено, что кратковременное (на 10—15 мин) прекращение фильтрации и снижение давления газа на входе (моделировали остановку работы скважины и ее пуск с меньшей производительностью) приводит к прекращению фильтрации газа через модель пласта, т.е. полимерный раствор смог быстро закрыть каналы фильтрации. Таким образом, водный экран из полимерного раствора на пресной воде обладает способностью «залечивать» прорывы газа.
Таким образом, использование способности глинистых компонентов породы ПК диспергироваться в пресной воде позволяет повышать прочность водяных газоизолирующих экранов (барьеров) в области ГНК нефтегазовых пластов ПК.
Наличие в пористой среде остаточной нефти или защемленного газа снижает газоизолирующую способность экрана из пресной воды.
Закачивание в область ГНК пластов ПК низко концентрированного раствора ПАА в пресной воде позволяет получать прочный газоизолирующий экран, в том числе в присутствии в пористой среде остаточной нефти и защемленного газа.
Литература
1. Закиров С. Н. Разработка газовых, газоконден-сатных и нефтегазоконденсатных месторождений.- М.: «Струна», 1998.- 628 с.
2. Антониади Д. Г., Гилаев Г. Г., Джалалов К. Э. Проблемы разработки залежи высоковязкой нефти Северо-Комсомольского месторождения// Интервал.- 2003, №4(51).- С.38.
3. Леонов В. А., Донков П. В. Опытно-промышленные работы по внедрению технологий освоения залежей высоковязкой нефти // Труды 4 научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (г.Ханты-мансийск).- 2001.- С.449.
4. Хлебников В. Н., Мишин А. С., Антонов С. В., Зобов П. М., Бакулин Д. А., Гущин П. А. лабо-
References
1. Zakirov S. N. Razrabotka gazovykh, gazokon-densatnykh i neftegazokondensatnykh mesto-rozhdenii [Development of gas, gas condensate and oil and gas fields]. Moscow, Struna Publ., 1998, 628 p.
2. Antoniadi D. G., Gilaev G. G., Dzhalalov L. E. Problemy rasrabotki zalezhi vysokovyazkoi nefti Severo-Komsomolskogo mestorozhdeniya [Problems of developing high-viscosity oil deposits of the Severo-Komsomolskoe field]. Interval, 2003, no. 4(51), p. 38.
3. Leonov V. A., Donkov P. V. Opytno-promyshlennye raboty po vnedreniyu tekhno-logii osvoeniya zalezhei vysokovyazkoi nefti [Pilot projects for the implementation of technology
раторное исследование газоизолирующих экранов из сшитой полимерной системы (спс) применительно к газонефтяным месторождениям сеноманского горизонта // Баш. хим. ж.-
2012. Т.19, №3.- С.75-79.
5. Хлебников В. Н., Мишин А. С., Антонов С. В., Суслова А. А. Влияние остаточной нефтенасы-щенности на эффективность пенных экранов в области газонефтяного контакта месторождения вязкой нефти // Технологии нефти и газа.-
2013.- №6(89).- С.47-50.
6. Хлебников В.Н., Мишин А.С., Зобов П.М., Антонов С.В., Бакулин Д.А. Физическое моделирование термического воздействия на вязкую нефть и породу пластов ПК Сеноманского горизонта. Часть 1. Паротепловое воздействие на нефть и породу заглинизированного пласта ПК1 // Вестник ЦКР Роснедра.- 2012.- №2.-С.40-45.
7. Хлебников В. Н., Мишин А. С., Зобов П. М., Антонов С. В., Бакулин Д. А. Физическое моделирование термического воздействия на вязкую нефть и породу пластов ПК Сеноманского горизонта. Часть 2. Паротепловое воздействие и влияние температуры на эффективность вытеснения вязкой нефти минерализованной водой // Вестник ЦКР Роснедра.- 2012.- №3.-С.22-30.
8. Газизов А.Ш., Галактионова Л.А., Адыгамов В.С., Газизов А.А. Применение полимердисперс-ных систем и их модификаций для повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство.- 1998. — №2.- С.12-14
development of high-viscosity oil deposits]. Trudy 4 nauchno-prakticheskoi konferentsii «Puti realizatsii neftegazovogo potentsiala KhMAO [4 Proceedings of the scientific-practical conference «Ways of realization of oil and gas potential KhMAO»]. Khanty-Mansiisk, 2001, p.449.
4. Khlebnikov V.N., Mishin A.S., Antonov S.V., Zobov P.M., Bakulin D.A., Guschin P.A. Laboratornoe issledovanie gazoizoliruyuschikh ekranov iz sshitoi polimernoi sistemy (SPS) primenitelno k gazoneftyanym mestorozhdeni-yam Senomanskogo gorizonta [Laboratory research of cross/linked polymer gas isolation screens (CPS) for the Cenomanian stratum gas and oil fields]. Baskirskii khimicheskii zhurnal [Bashkir chemical journal], 2012, v. 19, no. 3, pp. 75-79.
5. Khlebnikov V.N., Mishin A.S., Antonov S.V., Suslova A.A. The influence of residual oil saturation on effectiveness of foam screens in the of gas-oil contact area of viscous oil deposits [The effect of residual oil saturation on the effectiveness of foam screens in the gas-oil contact Viscous oil]. Tekhnologii nefti i gaza [Technology of Oil and Gas], 2013, no. (89), pp. 47-50.
6. Khlebnikov V.N., Mishin A.S., Zobov P.M., Antonov S.V., Bakulin D.A. Fizicheskoe modelirovanie termicheskogo vozdeistviya na vjazkuyu neft' i porodu plastov PK Senomanskogo gorizonta. Chast' 1. Paroteplovoe vozdeis-tvie na neft' i porodu zaglinizirovannogo plasta PK1 [Physical modeling of the thermal bed stimulation for viscous oil and rock of Cenomanian horizons PK Part 1. Steam-heat influence on oil and rock of mudded-of horizon PK1]. Vestnik TsKR Rosnedra, 2012, no.2, pp. 40-45.
7. Khlebnikov V.N., Mishin A.S., Zobov P.M., Antonov S.V., Bakulin D.A. Fizicheskoe modelirovanie termicheskogo vozdeistviya na vyazkuju neft' i porodu plastov PK Senomanskogo gorizonta. Chast' 2. Paroteplovoe vozdeistvie i vliyanie temperatury na effektiv-nost' vytesneniya vyazkoi nefti mineralizovan-noi vodoi [Physical modeling of the thermal bed stimulation for viscous oil and rocks of the Cenomanian horizons PK Part 2. The effect of steam-heat and thermal treatment of formation on viscous oil displacement by saline water]. Vestnik TsKR Rosnedra, 2012, no. 3, pp.22-30.
8. Gazizov A.Sh., Galaktionova L.A., Adigamov V.S., Gazizov A.A. Primenenie polimerdispersnykh sistem i ikh modifikatsii dlya povysheniya nefteotdachi [Application of polymer-dispersed systems and their modifications for oil recovery enhancement]. Neftyanoe Khozyaystvo [Oil Industry], 1998, no.2, p.12-14.
