Методы увеличения нефтеотдачи в мире: сегодня и возможное завтра

METHODS TO INCREASE OIL RETURN IN THE WORLD: TODAY AND POSSIBLE TOMORROW

PODDUBNY Yu.A.1,
PODDUBNY A.Yu.2
1 Well Explorers Club of Oil
and Gas Business Institute
Moscow, 119606,
Russian Federation
2 CJSC KIP MCE
Moscow, 125424,
Russian Federation

Проблема повышения нефтеотдачи и технологии ее обеспечения являются непреходящей и популярной темой много лет и продолжает оставаться таковой. При этом образовалось большое наслоение противоречивой информации, требующей критического анализа, тем более что в России она часто используется для принятия решений на законодательном уровне. Размышлениям на эту тему и посвящена данная статья.

The problem of increasing oil recovery and technologies for its support have been an enduring and popular topic for many years and continues to be so. At the same time, a large layer of contradictory information has formed that requires critical analysis, especially since in Russia it is often used to make decisions at the legislative level. This article is devoted to reflections on this topic.

В классическом понимании существует четкая классификация методов добычи нефти и увеличения нефтеотдачи, первоначально принятая за рубежом (первичные и вторичные методы добычи, методы интенсификации добычи – IOR и, наконец, третичные методы или собственно МУН – EOR), а затем дополненная в СССР группой гидродинамических МУН. Эта классификация основана на физических принципах и подходах к внутрипластовым процессам нефтедобычи. Поэтому трудно согласиться с многими современными публикациями, особенно российскими, в которых эти принципы отвергаются и, например, горизонтальные скважины с многостадийным гидроразрывом относят к основным МУН. В современной России вообще уже все геолого-технические мероприятия (ГТМ) на скважинах стали относить к МУН. В принципе, это понятно. Когда нет реального продвижения в каком-то деле, начинается приукрашивание действительности и рекламирование всего похожего. К сожалению, не избежали этого и западные страны в угоду мнимых успехов МУН, приписывая к ним многие сопутствующие технологии и проекты, активно рекламируя достаточно спорные результаты, причем, по мнению авторов, во многом в целях продвижения своих услуг в третьи страны.
Вот распространенная констатация в научных публикациях того, что в России, что за рубежом: «сегодня порядка 3–3,5 % мировой добычи нефти отводится на долю проектов по увеличению нефтеотдачи третичными методами. Годовая добыча за счет применения таких методов в мире оценивается в 120–130 млн т. С помощью МУН можно получить 300 млрд барр. нефти со всех месторождений мира – это 10-летний мировой объем добычи». Но так ли это на самом деле, если придерживаться строгих и объективных подходов к вышеупомянутым третичным методам нефтедобычи или МУН?
К МУН традиционно относят термические, газовые, физико-химические (или просто химические) и прочие (экспериментальные, не вышедшие на промышленный этап применения) технологии – микробиологические, волновые, электрические и др. Термин «третичные» однозначно подразумевает, что до них нефтедобыча уже велась первичными методами (на естественном природном режиме) или, дополнительно, вторичными методами разработки (заводнение или обратная закачка попутного газа для поддержания пластового давления). В классическом понимании пароциклические обработки скважин относят к интенсифицирующим добычу технологиям, первичному методу разработки, а не к МУН (что делается сегодня во всех оценках). И это понятно, в противном случае и обычные или, особенно, направленные кислотные обработки заслуживают не меньших оснований для отнесения к МУН.
Это же можно сказать и про закачку углеводородных газов, которая только в случаях целевого вытеснения нефти по пласту является МУН, а обычная закачка в газовую шапку через единичные скважины для поддержания пластового давления или утилизации излишков попутного газа всегда относилась к вторичным методам разработки, что вполне естественно из физических принципов.
Сегодня такие граничные определения стали размытыми, во многом из конъюнктурных соображений, и многие авторы допускают вольную терминологию и определения. По этой причине (разной позиции к классификации МУН) разные статистические источники содержат радикально отличающиеся данные по количеству проектов МУН и объемам добычи нефти в них.
Еще нельзя не отметить, изучая данные по проектам МУН, что во многих случаях сегодня вся добыча нефти на площади проекта МУН относится к эффекту МУН, что завышает результат и явно необоснованно, так как сравнение должно вестись с базой сравнения (вариант без МУН).
Можно отметить, что для многих существующих оценок МУН является отсутствие объективной и достоверной информации как в мире, так и по большинству стран, включая Россию. Раньше основополагающим источником информации была статистика журнала Oil&Gas Journal [1], собираемая по рассылке запросов в энергетические ведомства нефтедобывающих стран мира и публикуемая раз в два года (что априори уже определяло оптимистичный взгляд на положение дел). Однако последняя такая публикация была в 2014 г., что можно объяснить отсутствием возможностей получения достаточных данных. В результате незаслуженно и необоснованно к «грандам» применения МУН нередко относят страны, где существуют главным образом невыполняемые, но активно публично рекламируемые грандиозные планы и анонсы проектов МУН (Кувейт, Катар, Мексика и даже Россия).
В этом плане также показательно практическое отсутствие объективной информации в отчетности всех крупных нефтегазовых компаний России и в целом Минэнерго по стране. По нашим оценкам, а также согласно полуофициальной презентации руководства ГКЗ, размещенной в интернете, добыча нефти за счет МУН в классическом понимании в России составляет всего около 0,9 млн т, что в разы меньше часто приводимой в массовой печати.
Само количество проектов в мире сегодня оценивается примерно и с большими разночтениями. Обобщая источники, заслуживающие доверия, можно утверждать, что количество проектов МУН в историческом периоде существенно снизилось. Пик пришелся на 1985–1986 гг., когда их было около 640 (данные компании Шелл). Затем наступил период трезвой переоценки возможностей МУН и снижения проектов. К концу ХХ – началу ХХI вв. их количество в мире составило 280–300. В течение последних 20 лет число проектов МУН имело некоторый возрастающий тренд. И сегодня, по разным оценкам, их насчитывается от 347–375 [2–4] до 456 [5] проектов. Последнее связано с разными подходами к определению МУН и соответственно отнесения проекта – к МУН или нет. Представляется, что наиболее объективной является консервативная оценка (рис. 1). Доводы по такой позиции будут приведены ниже.
Систематизация проектов МУН по технологиям показывает, что на сегодняшний день преобладают газовые МУН. Если за основу взять консервативную оценку (347–375 проектов), то проекты с газовыми МУН занимают 47 %, термические проекты – 44 %, химические и другие технологии – 9 %. Несколько другое распределение ожидаемо при расширенном толковании МУН (456 проектов) [5]. Доля термических МУН вырастает до 52 %, газовых технологий снижается до 40 %, а доля проектов с химическими МУН остается примерно прежней – 8 %. Наиболее радикальная оценка доли термических проектов в традиционной нефтедобыче содержится в работах [3, 4]. В них доля газовых проектов МУН оценивается в 56 % при доле термических проектов всего в 32–41 %.
В целом можно констатировать, что общим трендом является увеличение доли газовых проектов МУН, причем за счет применения технологий закачки углекислого газа при снижении проектов по закачке других газов. При этом практически весь рост обеспечен развитием проектов СО2 в США, число которых достигло 133. Вообще необходимо отметить, что доля проектов МУН в США (около 200) исключительно велика и составляет от 45 до 53 % от мирового количества действующих МУН в мире.
Еще больше противоречий наблюдается в оценке объемов добычи нефти за счет МУН. Например, согласно [6–8], уже в 2006 г. добыча МУН достигла 2,5 млн барр./сут (124 млн т/год), а по данным IEA [4] она не превышала и 1,5 млн барр./сут (или 75 млн т). Не менее противоречивы и современные оценки: компания Шелл считает, что за счет МУН добывается 4 % мировой добычи или около 3 млн барр./сут (149 млн т/год), а IEA – 2 млн барр./сут в [4] или даже лишь 1,3 млн барр./сут (65 млн т/год) [9]. Такая, более чем двукратная разница в оценках, несомненно недопустима и требует разъяснений.
Различия в оценках числа проектов МУН в первую очередь связаны с разными подходами к проектам добычи тяжелой (heavy oil) и сверхвязкой (extra-heavy oil) нефти, а также с выделением добычи за счет термических технологий из всей добычи тяжелой нефти в проекте (зачастую всю добычу, включая этап «холодной» добычи горизонтальными скважинами, приписывают к МУН). Такой подход, на наш взгляд, более объективный и правильный, так как в большинстве случаев это не третичные МУН, а первичные методы добычи сверхтяжелой нефти и битумов, и они должны относиться к отдельной категории запасов и технологий их разработки.
Консервативная оценка подразумевает исключение проектов со сверхвязкой нефтью (плотностью менее 10°API, что прямо указывается в первичных источниках публикаций), считая их отдельной категорией углеводородного сырья вместе с битумами, более строгий учет дополнительной добычи в проектах тяжелой нефти и газовых методов. Здесь нужно отметить, что в США на протяжении всего исторического периода последовательно используются консервативные оценки в добыче МУН.
В ряде публикаций по МУН, очевидно, из-за отсутствия достоверных данных (например, Венесуэла за последние годы) необоснованно исключались некоторые страны, что приводило к искажению общей статистики. Таким образом, в современных публикациях выделяются как явно завышенные, так и заниженные оценки добычи МУН.
Авторы настоящей статьи попытались систематизировать и обобщить разнородные оценки добычи МУН в мире. В результате можно представить две динамики добычи МУН во времени, 1 и 2 на рис. 2.
Первая оценка основана на оптимистичных взглядах на проекты МУН, и уровни добычи нефти по ним максимальны [6–11], а вторая — консервативная оценка, основанная на работах [4, 9, 12].
В оптимистичных оценках нередко всю добычу по проекту, в котором дополнительно бурилось много уплотняющих скважин, необоснованно включают в эффект МУН. Как, например, в Мексике на месторождении Кантарелл с закачкой азота, где 70–80 % эффекта дало бурение дополнительных скважин.
Оптимистичный подход наиболее характерен для всякого рода обзоров, массово публикуемых «Enhanced Oil Recovery Market», цель которых связана с рекламой привлечения инвестиций.

Различия в оценках числа проектов МУН в первую очередь связаны с разными подходами к проектам добычи тяжелой (heavy oil) и сверхвязкой (extra–heavy oil) нефти, а также с выделением добычи за счет термических технологий из всей добычи тяжелой нефти в проекте (зачастую всю добычу, включая этап «холодной» добычи горизонтальными скважинами, приписывают к МУН).

Первая динамика (на рис. 2), обобщающая и усредняющая широкое и оптимистичное толкование технологий МУН, свидетельствует о выходе на полку оценок общей мировой добычи МУН и об отсутствии ее роста в современной истории. Намного критичнее получается оценка, где представлены более консервативные подходы к отнесению технологий и проектов к МУН (кривая 2). Эта динамика явно негативная. Учитывая, что одной из причин в историческом периоде являлись и общие политико-экономические факторы в таких странах как Венесуэла, Мексика, Россия, Ливия, Сирия, Алжир, в дополнительном варианте оценочная добыча МУН в них была исключена из динамики (кривая 3). Эта оценка подтверждает общий тренд динамики (рис. 2) и свидетельствует, что отсутствие роста роли МУН в мире в ХХI в. нельзя объяснить исключительно политико-экономическими причинами.
Можно констатировать, что МУН, несмотря на громадный потенциал добычи и все ранее сделанные прогнозы, так и не стали важным фактором развития мировой добычи, оставаясь вспомогательным источником. В то же время в ряде стран – США, Канаде, Венесуэле, Китае и Омане – МУН играют заметную роль.
Обобщение данных по добыче разными группами МУН в консервативном варианте представлено в таблице.

Долевое распределение объемов добычи нефти за счет разных групп МУН отличается от структуры числа проектов МУН; первую роль продолжают играть термические МУН, хотя есть тренд на снижение. Доля добычи за счет химических технологий заметно растет, достигнув 17–19 %, существенно превышая их весовую долю в количестве проектов. Это связано с масштабной реализацией полимерного и ASP-заводнения в Китае. Объемы добычи за счет газовых МУН не растут. Увеличение добычи за счет СО2 компенсируется снижением добычи за счет других газовых МУН, прежде всего, из-за отсутствия новых крупных проектов.
По термическим методам МУН с традиционной нефтью ведущая роль принадлежит сегодня 5 странам – США, Оман, Китай, Канада и Индонезия. Причем на первые три приходится по разным оценкам 56–76 % от всей мировой добычи этой группой МУН. Из других стран можно также отметить Венесуэлу, Россию, Казахстан, Мексику, Колумбию и Индию.
По газовым технологиям МУН ведущие позиции занимают США, Бразилия и Канада. Причем США доминируют здесь с объемами добычи свыше 75 % общемировой по этой группе МУН. Необходимо отметить, что в газовых мировых МУН произошло замещение первой роли углеводородных газов на применение технологий СО2, доля которых сегодня превышает 70 %. При этом 71% добычи нефти за счет СО2 в мире приходится также на США. В мировой практике почти не развиваются углеводородные газовые технологии МУН, а те, что есть главным образом связаны с вынужденной закачкой кислых газов обратно в пласт, например, на месторождении Тенгиз в Казахстане.

МУН, несмотря на громадный потенциал добычи и все ранее сделанные прогнозы, так и не стали важным фактором развития мировой добычи, оставаясь вспомогательным источником. В то же время в ряде стран – США, Канаде, Венесуэле, Китае и Омане – МУН играют заметную роль.

По химическим МУН ведущая роль принадлежит Китаю, где добывается около 68 % общемирового объема за счет этой группы МУН. Существенные объемы также добываются в Канаде и Индии. В целом на эти три страны приходится свыше 95–98 % общемировой добычи по химическим МУН.
Если проанализировать доступные данные по плотности сетки скважин (ПСС) в развитых и масштабных проектах МУН в мире, то следует отметить следующие закономерности. В термических МУН преобладают очень плотные ПСС – 0,4–5 га/скв., в проектах химических МУН ПСС составляет 1–6 га/скв., реже до 12 га/скв., в технологиях СО2 ПСС обычно от 3 до 15 га/скв., редко 16–22 га/скв. (обычно это еще развивающиеся проекты). Наиболее редкие и разные ПСС наблюдаются в проектах по закачке углеводородных газов, которые варьируются от 11 до 20 га/скв. (например, в Канаде) и до 24–50 га/скв. (в США и других странах). На наш взгляд, такой диапазон можно объяснить лишь следующим. В проектах, где основная цель – обеспечить вытеснение нефти по пласту, наблюдаются более плотные ПСС, а там, где главная цель не столько повышение нефтеотдачи, сколько поддержание пластового давления (по сути, вторичный метод разработки, а не третичный МУН) и обратная закачка в газовую шапку невостребованного попутного газа, там вполне достаточны редкие ПСС.
В технологическом плане нереализованный потенциал МУН во всех нефтедобывающих странах большой. Однако общая ситуация с МУН в мире свидетельствует, что в условиях глобализации экономики, а тем более в момент трансформации мировой экономики (многовекторное развитие ТЭК, «энергетический поворот») реальных перспектив масштабного развития у МУН нет. Прежде всего, из-за больших начальных капитальных вложений и длительных сроков окупаемости проектов, причем с повышенными технологическими рисками ошибок в прогнозе достигаемых уровней нефтедобычи. Общим местом стали утверждения о необходимости специальных экономических механизмов для внедрения технологий МУН, однако конкретных и эффективных решений на сегодня практически ни в одной стране мира не разработано и не принято, возможно, за исключением Китая (во многом за счет административного ресурса по опыту СССР).
Важно также отметить, что за последние тридцать лет принципиальных успехов в технологиях МУН ни в мире, ни в России не отмечено. Все технологические основы МУН известны, и можно утверждать, что идет только их некоторое модернизирующее развитие «вширь», в сторону эволюционного расширения условий применимости по температуре и проницаемости пласта, по солености пластовой воды. Это определяется неизменностью научных основ МУН, недостаточностью новых фундаментальных исследований капиллярно-химических и реологических внутрипластовых процессов вытеснения нефти. О недостаточной готовности нефтяной науки к промышленному использованию МУН свидетельствует оценка уровней готовности технологий МУН, приведенная в одной из брошюр по технологиям МУН компании Шелл (рис. 3). И хотя это оценка 2016 г., вряд ли можно утверждать, что она устарела.

За последние тридцать лет принципиальных успехов в технологиях МУН ни в мире, ни в России не отмечено. Все технологические основы МУН известны, и можно утверждать, что идет только их некоторое модернизирующее развитие «вширь», в сторону эволюционного расширения условий применимости по температуре и проницаемости пласта, по солености пластовой воды.

Как видно из графика, около 60% известных технологий МУН и сегодня недостаточно изучены для обоснованного и масштабного коммерческого применения. Да и среди отмеченных как высокого уровня готовности нельзя считать хорошо изученными такие технологии, как полимерное заводнение и особенно заводнение «малой солености».
Модные ныне тренды на цифровизацию, умные скважины, интеллектуальные и цифровые месторождения сосредоточены, главным образом, на математических алгоритмах больших данных (по сути, давно известным методам матстатистики, усиленной сегодня компьютерными возможностями). Недопустимо мало уделяется внимания физико-химии процессов, определяющих эффективность нефтевытеснения и, в конечном итоге, нефтеотдачу. Это особенно актуально для нового класса коллекторов, ранее не учитываемых в традиционной физике нефтяного пласта, — ультранизкопроницаемых (сланцевая нефть, бажен и др.).
Актуальной проблемой как в российской, так и мировой практике стало отсутствие масштабных статистических исследований, обобщений опыта разработки месторождений и выявления факторов, определяющих достигаемый КИН в зависимости от геолого-физических условий (в отличие от времен СССР), хотя современная компьютеризация позволяет это выполнять на более высоком уровне. Причина понятна – разобщенность нефтегазовых компаний и гипертрофированное понимание коммерческой тайны, зачастую связанное с необходимостью приукрашивания реального положения дел по достигаемости проектных КИН по конкретным месторождениям.
Консолидирующую и экспертирующую роль здесь мог бы сыграть в России ГКЗ Минприроды, где сосредоточена такая информация, и которую нужно обобщать через независимую экспертизу. По нашим представлениям, открытость и доступность геолого-промысловой информации в США сегодня намного выше, чем в РФ, что и позволяет научному сообществу выполнять квалифицированный анализ, в том числе и через независимую экспертизу учеными и аспирантами университетов. В России это сегодня невозможно.
Новой «опасностью» для будущего МУН может стать «цифровой керн»; актуальное и перспективное направление, но при одном, не выполняющемся сегодня условии. Эту цифровую модель сегодня нечем заполнить и насытить, кроме устаревших исследовательских данных и подходов (нет данных для трехфазной фильтрации реальных нефтегазовых смесей, а не примитивных «моделей нефти» из вчерашнего дня; недостаточно данных и теории о реологии пластовых систем в пористой среде; нет данных геохимических процессов, сопровождающих реально многолетнюю фильтрацию воды в пористой среде; нет достаточных данных о электрокинетических и капиллярных явлениях, энергетической конкуренции поверхностных взаимодействий нефти и вытесняющего агента; нет данных и полноценной капиллярно-химической теории фильтрации нефти и воды в условиях реальной смачиваемости коллектора с методологией переноса на масштаб всего пласта и многое другое). Создание и использование цифровых кернов без таких данных, на основе «старого научного багажа» неизбежно приведет к ошибочным технологическим решениям и разработкам, еще больше подрывающим инвестиционную привлекательность МУН.
Относительно будущего МУН можно констатировать, что в настоящее время в мире преобладают консервативно осторожные прогнозы, интенсивное развитие МУН регулярно отодвигается все дальше, сегодня – за горизонт 2025 г. Так, например, если IEA в 2004 г. прогнозировало к 2030 г. добычу МУН – 25 млн барр/сут или 20% общемировой нефтедобычи, то в 2008 г. уже только 5 млн барр./сут, а в 2018 г. оценка добычи МУН в 2030 г. снизилась до 3,3 млн барр./сут (4 % общемировой) рис. 4.

Актуальной проблемой как в российской, так и мировой практике стало отсутствие масштабных статистических исследований, обобщений опыта разработки месторождений и выявления факторов, определяющих достигаемый КИН в зависимости от геолого–физических условий (в отличие от времен СССР), хотя современная компьютеризация позволяет это выполнять на более высоком уровне.


Достигнутый на сегодня в мире уровень добычи нефти за счет третичных МУН можно оценить на уровне всего 2–3 % от общей добычи нефти. В мире продолжает доминировать политика откладывания МУН «на потом», после отбора основных запасов нефти, с условием непрерывного ожидания высоких цен на нефть, забывая (или не учитывая) о периодически наступающих, но проходящих кризисах нефтяных цен.

Относительно будущего МУН можно констатировать, что в настоящее время в мире преобладают консервативно осторожные прогнозы, интенсивное развитие МУН регулярно отодвигается все дальше,.

И здесь нельзя не согласиться со специалистами «Шелл», которые уверены в необходимости изменения концептуальных подходов к МУН, что нельзя думать о МУН как о простом дополнении к традиционным методам добычи, о чем-то, что можно рассмотреть позже в процессе эксплуатации месторождения для восстановления падающей добычи. Применение МУН необходимо учитывать с самого начала срока эксплуатации месторождения.

Нельзя не согласиться со специалистами «Шелл», которые уверены в необходимости изменения концептуальных подходов к МУН, что нельзя думать о МУН как о простом дополнении к традиционным методам добычи, о чем–то, что можно рассмотреть позже в процессе эксплуатации месторождения для восстановления падающей добычи. Применение МУН необходимо учитывать с самого начала срока эксплуатации месторождения.


В качестве положительного тренда можно отметить появление нового термина «EOR 2+3», встреченного нами в годовом отчете китайской компании CNPC, означающего рекомендацию как можно более раннего применения МУН, одновременно с вторичными методами разработки. МУН все в меньшей степени должны соответствовать своему первоначальному определению как третичные методы добычи, а больше — как технологии высокого технологического уровня.
В вопросах классификации и анализа технологий МУН актуальной стала задача более строгой систематизации технологий и проектов эффективной разработки трудноизвлекаемых запасов углеводородов. В современной профессиональной литературе наметилась, на наш взгляд, правильная тенденция разделения (систематизация) технологий не только по физическому принципу действия (термический, газовый или химический), но и по условиям применимости (раздельная категоризация для традиционной нефти, включая тяжелую нефть, и отдельно для сверхвязкой и битумов или для запасов «сланцевой нефти» – ультранизкопроницаемых «полуколлекторов»). Тем более, что для сверхвязких нефтей и битумов термические МУН скорее не третичный, а первичный метод разработки.

МУН все в меньшей степени должны соответствовать своему первоначальному определению как третичные методы добычи, а больше — как технологии высокого технологического уровня.

Литература

1. Oil and Gas Journal / 2006, 2008, 2010, 2012, 2014 worldwide EOR survey.
2. A Neuro-Fuzzy Approach to Screening Reservoir Candidates for EOR. Lateef Akanji, Rafael Sandrea. Advances in Petroleum Exploration and Development, vol. 12. No 1. 2016.
3. Abu El Ela, M., M. H. Sayyouh, and S. El Tayeb, «An Integrated Approach for the Application of the Enhanced Oil Recovery Projects», Journal of Petroleum Science Research (JPSR), vol. 3, issue 4, 2014.
4. Whatever happened to enhanced oil recovery? C. McGlade, G. Sondak, M. Han. Intern Commentary. WEO 2018 EOR database. World Energy Outlook 2018, IEA, iea.org.
5. Screening Criteria and Considerations of Offshore Enhanced Oil Recovery. Pan-Sang Kang, Jong-Se Lim, Chun Huh. Energies. 14 January 2016. 9, 44.
6. Impact of Enhanced Oil Recovery and Unconventional Reservoirs on Oil Supply. Greg Croft and Tay Feder 5/8/2007. ER291: Transportation Energy, Spring, 2007.
7. Enhanced Oil Recovery – An Overview. S. Thomas. Oil & Gas Science and Technology – Rev. IFP, vol. 63 (2008). No. 1. Pp. 9–19.
8. Global Oil Reserves – Recovery Factors Leave Vast Target for EOR Technologies/ I. Sandrea, R. Sandrea. Oil & Gas Journal, part 1, 2. November. 2007.
9. World Energy Outlook 2017. New Policies Scenario. IEA. webstore.iea.org.
10. Мамедов Ю.Г. Мировой опыт изучения и внедрения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов. // Российский Химический Журнал. Химия в нефтедобыче. 1995. Т. XXXIX. № 5. С. 13–16.
11. EOR Water Management – Global Survey of Sourcing, Treating and Produced Water Reinjection/ L.Henthorne. IPEC. October, 2014.
12. EOR – The Time is Now! Its Contribution to World Oil Supply. SPE 2010–11. Engineers Distinguished Lecturer Program, Paul Bondor. Thursday. April 28. 2011, spe.org/dl.

References

1. Oil and Gas Journal. 2006, 2008, 2010, 2012, 2014 worldwide EOR survey. (In English).
2. A Neuro-Fuzzy Approach to Screening Reservoir Candidates for EOR. Lateef Akanji, Rafael Sandrea. Advances in Petroleum Exploration and Development, vol. 12, no. 1, 2016. (In English).
3. Abu El Ela, M., M. H. Sayyouh, and S. El Tayeb, «An Integrated Approach for the Application of the Enhanced Oil Recovery Projects», Journal of Petroleum Science Research (JPSR), vol. 3, issue 4, 2014. (In English).
4. Whatever happened to enhanced oil recovery? C. McGlade, G. Sondak, M. Han. Intern Commentary. WEO 2018 EOR database. World Energy Outlook 2018, IEA, iea.org. (In English).
5. Screening Criteria and Considerations of Offshore Enhanced Oil Recovery. Pan-Sang Kang, Jong-Se Lim, Chun Huh. Energies. 14 January 2016, 9, 44. (In English).
6. Impact of Enhanced Oil Recovery and Unconventional Reservoirs on Oil Supply. Greg Croft and Tay Feder 5.8.2007. ER291: Transportation Energy, Spring, 2007. (In English).
7. Enhanced Oil Recovery – An Overview. S. Thomas. Oil & Gas Science and Technology – Rev. IFP, vol. 63 (2008), no. 1, pp. 9–19. (In English).
8. Global Oil Reserves – Recovery Factors Leave Vast Target for EOR Technologies. I. Sandrea, R. Sandrea. Oil & Gas Journal, part 1, 2. November 2007. (In English).
9. World Energy Outlook 2017. New Policies Scenario. IEA. webstore.iea.org. (In English).
10. Mamedov Yu.G. Mirovoy opyt izucheniya i vnedreniya fiziko-khimicheskikh metodov uvelicheniya nefteotdachi plastov [World experience in the study and implementation of physical and chemical methods of enhanced oil recovery]. Rossiyskiy Khimicheskiy Zhurnal. Khimiya v neftedobyche [Russian Chemical Journal. Chemistry in oil production]. Vol. XXXIX (1995), no. 5, рр. 13–16. (In Russian).
11. EOR Water Management – Global Survey of Sourcing, Treating and Produced Water Reinjection. L.Henthorne. IPEC. October, 2014. (In English).
12. EOR – The Time is Now! Its Contribution to World Oil Supply. SPE 2010–11. Engineers Distinguished Lecturer Program, Paul Bondor. Thursday. April 28. 2011, spe.org/dl. (In English).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Поддубный Ю.А.

    Поддубный Ю.А.

    к.т.н., старший научный сотрудник, независимый эксперт

    Клуб исследователей скважин при Институте нефтегазового бизнеса, г. Москва

    Поддубный А.Ю.

    Поддубный А.Ю.

    руководитель управления проектами

    ЗАО КИП «МЦЭ»

    Просмотров статьи: 717

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru