CC BY
500
УДК 655.455:006.354
Г. К. Бикмухаметова, А. И. Абдуллин, Е. А. Емельянычева, Р. И. Сибгатуллина, Л. И. Муллахметова, А. М. Мустафина
ПРИРОДНЫЕ БИТУМЫ. ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
Ключевые слова: природные битумы, тяжелые нефти, месторождения, перспективы использования.
В статье дано представление о природных битумах, рассмотрены месторождения природных битумов и тяжелых нефтей и способы их добычи и переработки. Также освещены перспективы использования природных битумов в дорожном строительстве.
Keywords: natural bitumen, heavy oil, prospects, deposits, province.
The article gives the idea of natural bitumen deposits. The article consideres natural bitumens and heavy crude oils and methods for their production and processing. Prospects for the use of natural bitumen in road construction are presented.
Введение
На протяжении многих лет самым востребованным полезным ископаемым во всем мире является нефть. На сегодняшний день в мире уделяется большое внимание альтернативным источникам углеводородного сырья, а именно, высоковязким нефтям и природным битумам. Природные битумы и высоковязкие нефти со своим редкостным составом и физико-химическими свойствами могут рассматриваться в качестве универсального сырья для многих отраслей промышленности. Совершенствование технологий добычи природных битумов приобретает большую актуальность, так как запасы этих ресурсов превышают запасы обычной (легкой) нефти, а по мере продолжающегося роста добычи нефти доля тяжелой в структуре запасов углеводородов будет только возрастать. На данный момент разрабатывается меньше 1% запасов тяжелой нефти и природных битумов. Мировые запасы тяжелых нефтей и природных битумов составляют в среднем более 810 млрд. т. [1].
Природные битумы - это окисленные высоковязкие, плотные нефти жидкой, полужидкой и твердой консистенции с высоким содержанием серы, масел, смол и асфальтенов. В них большое содержание ванадия, никеля, молибдена [2].
Высоковязкие нефти и природные битумы отличаются от обычных нефтей тем, что в них содержится малое количество светлых фракций (н.к. - 350оС) . Некоторые природные битумы в своем составе могут и не содержать бензиновую фракцию и являются не текучими.
Наряду с увеличением переработки высоковязкой нефти и природных битумов возникает всё большая необходимость квалифицированного использования нефтяных остатков, которые обогащены смолисто-асфальтеновыми веществами. При увеличении объемов переработки тяжелых смолистых и сернистых нефтей увеличиваются и ресурсы остатков [3].
Месторождения природных битумов и тяжелых нефтей
За последние годы российские нефтегазовые компании ежегодно добывают около 500 млн т нефти (с газовым конденсатом). Лучшие запасы нефтяных месторождений вырабатываются опережающими темпами, их убыль не компенсируется приростом новых. Удельный вес месторождений высоковязких и трудноизвлекаемых нефтей неуклонно растет в структуре запасов России и уже преобладает в ряде регионов с падающей добычей.
Запасы тяжелых нефтей и природного битума в РФ достаточно существенны. На территории России основные ресурсы тяжелой нефти отнесены к трем нефтегазоносным провинциям: Волго-Уральской (ВУНГП), Западно-Сибирской (ЗСНГП) и Тимано-Печорской (ТПНГП). Среди них первое место занимает Западная Сибирь. На сегодняшний день на территории Западно-Сибирской НГП
разрабатывается около 25 % залежей тяжелых нефтей: на разрабатываемые залежи приходится 30 % извлекаемых запасов тяжелых нефтей провинции. На территории Тимано-Печорской провинции разрабатывается примерно четверть залежей: доля этих залежей в запасах тяжелых нефтей провинции превышает 50%. На территории Волго-Уральской провинции на сегодняшний день разрабатывается около 40 % залежей тяжелых нефтей, на разрабатываемые залежи приходится до 90 % запасов тяжелой нефти провинции [4].
В Западно-Сибирской провинции имеется более 40% запасов тяжелых нефтей России с низкими значениями вязкости. К таким месторождениям высоковязких нефтей Западно-Сибирской провинции можно отнести Тазовское, Западно-Мессояхское, Новопортовское, Северо-
Комсомольское. Залежи высоковязких нефтей приурочены к глубинам 800-1500 м [4].
Сегодня на долю тяжелой нефти приходится 23% от общей добычи нефти в РФ, при этом почти половина тяжелых нефтей добывается в Ханты-Мансийском АО (Вань-Еганское месторождение). Практически не изучены запасы нефти в Кировской,
Ульяновской областях, а также в республике Марий Эл.
На территории Республики Татарстан также находятся залежи высоковязких нефтей и природного битума. Вопрос добычи и переработки тяжелой нефти рассматривается на правительственном уровне. Татарстан считается самым перспективным регионом по добыче и переработке битума. Компания ОАО «Татнефть» планирует к 2020 году добывать 1 млн тонн сверхвязкой нефти (СВН или природного битума) в год. Для достижения этой цели потребуются большие инвестиции. С начала опытно-промышленной разработки Ашальчинского месторождения в 2006 году Татнефть добыла 325 тыс тонн сверхвязкой нефти, в 2013 году добыто 145 тыс. В 2015 году планировалось добыть 300 тыс. т. Решить вопрос переработки тяжелых остатков нефти планируется на НПЗ ТАНЕКО [5].
Способы разработки природных битумов и тяжелых нефтей
Существуют множество способов разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов, различающиеся технологическими и
экономическими характеристиками. Применимость той или иной технологии разработки обуславливается геологическим строением и условиями залегания пластов, физико-химическими свойствами пластового флюида, состоянием и запасами углеводородного сырья,
климатогеографическими условиями. Условно их можно подразделить на три группы:
1. карьерный и шахтный способы разработки;
2. «холодные» способы добычи;
3. тепловые методы добычи.
При карьерном методе разработки (рис.1) насыщенная битумом порода извлекается открытым способом. Возможность применения этого метода ограничивается глубиной залегания пластов до 50 метров. При данном методе разработки капитальные и эксплуатационные расходы на месторождении невелики, но после извлечения породы необходимо провести дополнительные работы по получению из неё углеводородов, что обеспечивает высокий коэффициент нефтеотдачи: от 65 до 85 % [6].
Шахтная разработка может быть в двух модификациях: очистная шахтная [7] - с подъемом углеводородонасыщенной породы на поверхность (рис. 2) и шахтно-скважинная [8] - с проводкой горных выработок в надпластовых породах и бурением из них кустов вертикальных и наклонных скважин на продуктивный пласт для сбора нефти уже в горных выработках (рис.2).
Очистной-шахтный способ применим лишь до глубин 200 метров, но имеет более высокий коэффициент нефтеотдачи (до 45%) по сравнению со скважинными методами. Большой объем проходки по пустым породам снижает рентабельность метода, который в настоящее время экономически эффективен только при наличии в
породе (кроме углеводородов) ещё и редких металлов.
Рис. 1 - Карьерная разработка: 1 - лопата; 2 -бульдозер; 3 - самосвал; 4 - экскаватор; 5 -приемный бункер; 6 - питатель; 7 - грохот; 8 -щековая дробилка; 9 - конвейер; 10 -транспортировочный жёлоб; 11 - молотковая дробилка; 12 - грохот; 13 - погрузчик [6]
Рис. 2 - Схема разработки шахтным способом [7]
Шахтно-скважинный метод разработки применим на более значительных глубинах (до 400 метров), но имеет низкий коэффициент нефтеотдачи и требует большого количества бурения по пустым породам. Для повышения темпов добычи ТН и ПБ и обеспечения полноты выработки запасов в шахтно-скважинном способе разработки используют паротепловое воздействие на пласт [9]. Термошахтный метод применим на глубинах до 800 метров, имеет высокий коэффициент нефтеизвлечения (до 50%), но более сложен в управлении, чем шахтный и шахтно-скважинный методы. Наиболее известным примером шахтно-скважинной разработки залежей тяжелых нефтей является разработка Ярегского месторождения.
К современным «холодным» методам добычи тяжелой нефти, в первую очередь, может быть отнесен метод «CHOPS» [10], который предполагает добычу нефти вместе с песком за счет разрушения слабосцементированного коллектора и создания в пласте условий для течения смеси нефти и песка. Применение метода CHOPS не требует больших инвестиций на обустройство и обеспечивает незначительность эксплуатационных расходов, но
коэффициент нефтеотдачи не превышает 10%. Метод не применяется для добычи битумов и месторождений с подошвенной водой.
Также среди «холодных» способов добычи тяжелых нефтей и битумов с использованием растворителей есть так называемый VAPEX метод (рис.3) [11] - закачивается растворитель в пласт в режиме гравитационного дренажа. Этот способ воздействия предполагает использование пары горизонтальных скважин. За счет закачки растворителя в верхнюю из них, создается камера-растворитель (углеводородные растворители, а также этан или пропан). Нефть разжижается за счет диффузии в нее растворителя и стекает по границам камеры к добывающей скважине под действием гравитационных сил. Коэффициент извлечения нефти этим методом доходит до 60%, однако темпы добычи чрезвычайно низки.
Рис. 3 - VAREX метод [11]
«Холодные» методы разработки залежей тяжелой нефти также не лишены недостатков. В их числе ограничения по максимальным значениям вязкости нефти и низкие темпы разработки. Поэтому большинство осуществляемых проектов разработки месторождений тяжелой нефти и битумов связано с тепловыми методами воздействия на пласт.
Традиционно существующие тепловые методы разработки нефтяных месторождений можно объединять в три группы: внутрипластовое горение, паротепловая обработка призабойных зон скважин и закачка в пласт теплоносителей - пара или горячей воды (неизотермическое вытеснение) [12].
Внутрипластовое горение [13] осуществляется частичным сжиганием нефти в пласте. Очаг горения, инициируемый различными глубинными нагревательными устройствами (электрическими, химическими), продвигается по пласту за счёт подачи в пласт воздуха. Благодаря экзотермическому окислению, в пласте в зоне горения достигается повышение температуры до 500-700 °С.
Под действием высокой температуры уменьшается вязкость нефти, происходит термический крекинг, выпаривание легких фракций нефти и пластовой воды. Нефть из пласта
извлекается путём вытеснения её образовавшейся смесью углеводородных и углекислых газов, азота, пара и горячей воды. Существует вариация этого метода разработки - влажное внутрипластовое горение, которое производится путём ввода в пласт воды вместе с окислителем. При этом ускоряется процесс теплопереноса и извлечения нефти.
Наиболее широко применяемыми методами добычи тяжелых нефтей и природных битумов являются паротепловые обработки призабойных зон скважин [14] и закачка в пласт теплоносителей. Процесс паротепловой обработки призабойной зоны скважины заключается в периодической закачке пара в добывающие скважины для разогрева призабойной зоны пласта и снижения в ней вязкости нефти, т.е. для повышения продуктивности скважин. Цикл (нагнетание пара, выдержка, добыча) повторяется несколько раз на протяжении стадии разработки месторождения. Из-за того, что паротепловому воздействию подвергается только призабойная зона скважины, коэффициент нефтеизвлечения для такого метода разработки остается низким (15-20%). Еще одним из недостатков метода является высокая энергоемкость процесса и увеличение объема попутного газа. Поэтому, в основном ПТОС применяются как дополнительное воздействие на призабойную зону скважины при осуществлении процесса вытеснения нефти теплоносителем из пласта, т.е. нагнетания теплоносителя с продвижением теплового фронта вглубь пласта. Паротепловое воздействие на пласт представляет собой неизотермическое вытеснение нефти теплоносителем. Увеличение нефтеотдачи пласта при закачке в него теплоносителя достигается за счет снижения вязкости нефти под воздействием тепла, что способствует улучшению охвата пласта и повышает коэффициент вытеснения. В качестве рабочих агентов могут использоваться горячая вода, пар, горячие полимерные растворы и т. д.
Несмотря на накопленный опыт в области тепловых методов воздействия на пласты, для отечественной нефтяной промышленности представляется крайне необходимым поиск и создание новых более совершенных технологий разработки залежей тяжелых нефтей и битумов. Это связано как со структурой «нетрадиционных» запасов нефти, так и с необходимостью более полной выработки запасов углеводородов при достаточно высокой эффективности их добычи. Как уже отмечалось выше, более 2/3 извлекаемых запасов «нетрадиционных» углеводородов в России приходится на битумы, а не на тяжелую нефть. Геологические ресурсы природных битумов на порядок превышают извлекаемые запасы тяжелой нефти. Для разработки таких месторождений с достижением приемлемыми значениями
коэффициентов извлечения необходимы новейшие тепловые методы, превосходящие по эффективности уже традиционные технологии паротеплового воздействия.
Одним из таких методов может явиться парогравитационный дренаж (SAGD) [15] (рис. 4), который на сегодняшний день в мире
зарекомендовал себя как очень эффективный способ добычи тяжелой нефти и природных битумов. В классическом описании эта технология требует бурения двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно одна над другой, через нефтенасыщенные толщины вблизи подошвы пласта. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры. Процесс парогравитационного воздействия начинается со стадии предпрогрева, в течение которой производится циркуляции пара в обеих скважинах. При этом за счет кондуктивного переноса тепла осуществляется разогрев зоны пласта между добывающей и нагнетательной скважинами, снижается вязкость нефти в этой зоне и, тем самым, обеспечивается гидродинамическая связь между скважинами. На основной стадии добычи производится уже нагнетание пара в нагнетательную скважину. Закачиваемый пар, из-за разницы плотностей, пробивается к верхней части продуктивного пласта, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой нефтью стекают вниз к добывающей скважине под действием силы тяжести. Рост паровой камеры вверх продолжается до тех пор, пока она не достигнет кровли пласта, а затем она начинает расширяться в стороны [16].
При этом нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой. Таким образом, потери тепла минимальны, что делает этот способ разработки выгодным с экономической точки зрения.
21 О Паронагнетательная скважина . V i * я , V
Q Добыча нефти Jit \J u V P
— Пласт-покрышка f) Нагнет анне пара
Песчаник Л/ t t t t f -—
f) Нч1Г|>еТч|я нефи стекает внш +
Рис. 4 - Технология добычи тяжелой нефти SAGD: 1 - паронагнетательная скважина, 2-нагнетание пара в пласт, 3 - нагретая нефть стекает вниз, 4 - добыча нефти [16]
Новые внедрения по извлечению битума из породы
В 2012 году на совещании в Доме Правительства РТ специалисты нефтедобывающей отрасли республики рассматривали возможность
использования в Татарстане новейшей зарубежной технологии добычи битумных нефтей из нефтеносных песков. Презентацию новой технологии провели представители компании Brack
Capital Energy Limited. Новая технология предусматривает извлечение битума из породы на специальных установках. Сама порода -нефтеносный песок - добывается при помощи экскаваторов или другим способом. Установки по извлечению битума являются модульными, и их можно установить рядом с залежами нефтеносной породы. Технология рассчитана на массовую долю битума в породе от 6 до 25%, при этом коэффициент извлечения достигает 95%.
Разработка данной технологии началась в 1980х годах в Канаде, где много битумной нефти содержится в песках. Но в те времена нефть была дешевой, и исследования были остановлены. Компания ВСЕ восстановила работы по этому направлению в 2005 году, а в середине прошлого года первая опытная установка заработала в Китае. Аналогичных запатентованных технологий добычи в мире, по словам руководителей ВСЕ, на сегодняшний день не существует.
В России, по словам представителей ВСЕ, разведанные запасы битумной нефти в нефтеносных песках составляют 350 млрд баррелей, большие запасы имеются и в Татарстане. В связи с этим новую технологию предложено использовать в республике [17].
Основные мировые запасы углеводородов сосредоточены именно в тяжелой нефти. По запасам тяжелой нефти Россия занимает третье место в мире после Канады и Венесуэлы. На сегодняшний день, одной из наиболее важных тенденций, наблюдаемых в современном нефтедобывающем секторе, является снижение добычи легкой нефти и нефти средней плотности. Запасы нефти, удобные для добычи, истощаются быстрыми темпами. В РФ степень выработанности запасов осваиваемых нефтегазовых месторождений достигла 60 %, при этом добыча ведется с использованием сверхинтенсивных технологий. Другие месторождения находятся в северных районах и содержат трудноизвлекаемые запасы тяжелой нефти и сложные подгазовые залежи.
Основные проблемы нефте- и газодобывающей отрасли России заключаются в экстенсивном способе выработки и добычи углеводородов: из большинства месторождений выбираются самые крупные с нефтью, обладающей лучшими свойствами. Месторождения, которые залегают на больших глубинах, а также месторождения тяжелых нефтей — разрабатываются в последнюю очередь.
Затраты по добыче тяжелой нефти и природных битумов в 3-4 раза превышают затраты на добычу легкой нефти. Это связано не только с высокой плотностью и вязкостью тяжелых нефтей, но и с недостаточной развитостью технологии ее добычи и переработки в нашей стране. Технология разделения основана на смешении тяжелой нефти с легкой нефтью или легкими дистиллятами. В последние годы на отечественных НПЗ стали использоваться современные технологии переработки тяжелой и сверхтяжелой нефтей. Но есть в России НПЗ, которые имеют в своем составе только процессы неглубокой переработки нефти, когда из нефти выделяют легкие и средние фракции, а мазут
используют в качестве котельного топлива. На многих заводах осуществляется выделение из мазута вакуумных фракций и их каталитический крекинг. Часть остатка вакуумной ректификации гудрона используется для получения кокса, битумов, остаточных масел. Глубина переработки нефти составляет порядка 75 - 80 %, а за рубежом достигает 95 % и выше, из-за развитости процессов переработки остатков. По словам экспертов, переработка тяжелой высоковязкой нефти еще более затруднительна, энергоемка и во многих случаях низкорентабельна и может быть даже убыточна.
Одним из лидеров российской переработки битумов является компания «Татнефть», в которой принята программа внедрения новых технологий переработки тяжелой нефти. В планах других отечественных компаний, такие как «Лукойл»,«Газпром», «Роснефть»
предусматривается дальнейшая модернизация заводов и строительство новых установок для переработки остатков тяжелых нефтей. Большая часть технологий, которые используются для этих целей российскими нефтяными компаниями, разработаны за рубежом.
По качеству — нефть, разрабатываемая в Татарстанском месторождении, сернистая, высокосернистая (80 %) и высоковязкая (67 % остаточных извлекаемых запасов), а по плотности — средняя и тяжелая (68 % остаточных извлекаемых запасов). Добыча нефти в республике, как и во всей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, находится на стадии снижения, на протяжении последних лет в регионе поддерживается добыча на уровне 28-30 млн т в год до 2020 года. В настоящее время на балансе ОАО «Татнефть» числятся запасы 21-го месторождения сверхвязких нефтей, в том числе балансовых — 118 млн т, извлекаемых — 41 млн т. Всего в Черемшано-Бастрыкской зоне имеется 98 месторождений высоковязких нефтей с геологическими запасами 461 млн т. Из них в программу освоения включены 45 месторождений с геологическими запасами 191 млн т. Месторождения разделены на три зоны с равными запасами нефти. Проектные технологии разработки по трем группам предусматривают и включают: бурение горизонтальных скважин — 1600 единиц, вертикальных скважин — 3540, оценочных скважин — 890 единиц. «Татнефть» ведет опытно-промышленную разработку двух месторождений с общими запасами 14,1 млн. т. и продолжает переговоры с зарубежными компаниями, владеющими технологиями внутрипластового горения, которые позволяют улучшить характеристики нефти - осуществить преобразование тяжелых нефтей в легкие. Главная задача республики в сложившейся ситуации — внедрение новых эффективных методов повышения извлечения битумов. Нулевая ставка НДПИ, введенная с 2006 года на добычу тяжелой нефти и битумов, послужила стимулом к дальнейшему увеличению эффективности нефтедобычи. Разработана «Программа развития ТЭК Республики Татарстан на период до 2020 года». Программа
предусматривает ввод в разработку 45 подготовленных к освоению месторождений битумов с разведанными запасами 43,5 млн т и доведение их добычи до 1,92 млн т в 2020 году. К битумным проектам региона проявляют активный интерес ряд ведущих нефтяных компаний мира — Shell, Conoco Phillips, Exxon Mobil, Chevron, Repsol.
Применение высоковязких нефтей, природных битумов и битумоносных
песчанников в дорожном строительстве
За рубежом высоковязкую нефть и природный битум перерабатывают на специальных битумных установках. На Западе из неокисленных дорожных битумов строится более 80% автомобильных дорог.
Для того, чтобы повысить рентабельность переработки высоковязкой нефти и природных битумов нужно утилизировать нефтяные остатки, которые обогащены смолисто-асфальтеновыми веществами [18].
Использование высоковязких нефтей и природных битумов для получения товарных битумов и различной битумной продукции делает их добычу экономически целесообразным.
Пользуются популярностью природные битумы и битумы, которые получают при переработке специальных сортов высоковязких нефтей, в дорожном строительстве таких стран, как США, Канада, Западная Европа.
Также при строительстве дорог применялись природные битумы Самарской области, Республики Татарстан, Казахстана, Грузии, Азербайджана и Туркменистана.
Использование битума в данном направлении сокращает расход традиционных нефтей на производство битумов и дает возможность более рационально использовать высоковязкие нефти и природные битумы.
Природные битумы пользуются всё большей популярностью в дорожном строительстве, также в производстве кровельных материалов, фундаментов зданий и многих других областях строительства.
Природный битум с особыми характеристиками (неокисленный состав) очень популярен для строительства дорог в западных странах. Неокисленный качественный битум можно производить только на оборудовании нового поколения. На Западе имеется масса подобных производств, чем и объясняется разница в востребованности природного битума на территории постсоветского пространства и в западных странах.
Нефтебитуминозная порода с содержанием битума более 15% может быть использована для извлечения битума, если экономически выгодна добыча и достаточны запасы месторождений. Песок, который остается после переработки битуминозной породы, также может использоваться в дорожном строительстве в качестве компонента асфальтобетонных и цементобетонных смесей.
Для приготовления асфальтобетона
использование битумоносных пород невозможно, так как в составе есть летучие углеводороды, при
испарении которых разрушается асфальтобетонное покрытие. Поэтому природный битум, содержащийся в породах, доводят до состояния дорожного битума в породе [19].
Битумоносные породы могут применяться в дорожном строительстве самостоятельно и в смеси с битумами нефтепереработки, потребление битумов нефтепереработки снижается на 30-80%, и улучшаются качественные характеристики дорожных покрытий. Прежде всего, это связано с высоким содержанием в природном битуме реакционноспособных групп, предопределяющее высокую силу сцепления вяжущих компонентов с породой по сравнению с искусственными композициями на основе продуктов нефтепереработки [20].
В настоящее время около 70% выпускаемых в России битумов не соответствуют по качеству требованиям современного рынка, а именно дорожного, строительного и специального назначений. Плохое качество битумов приводит к преждевременному износу дорожных покрытий, соответственно и к увеличению капитальных затрат. Одним из перспективных направлений улучшения качества битумов является добавление в их состав модификаторов, которые влияют на структуру и улучшают технологические параметры, также получение дорожных битумов на основе тяжелых высоковязких нефтей и природных битумов путем подбора подходящего сырья.
Вывод
Таким образом, перспективы развития нефтяной отрасли связаны с разработкой месторождений тяжелых нефтей (ТН) и природных битумов (ПБ). Россия занимает одно из лидирующих мест в мире по запасам ТН и ПБ, при этом степень выработанности этих запасов очень низка.
В мировой практике накоплен опыт разработки месторождений ТН и ПБ различными методами, каждый из которых имеет свои преимущества и недостатки.
Литература
1. Николин И.В. Методы разработки тяжелых нефтей и природных битумов // Наука - фундамент решения технологических проблем развития России. - 2007. - №2 -С.54-55
2. Данилова Е.А. Тяжелые нефти России // The Chemical Journal. - 2008. -№ 12. - С. 34-37.
3. Ганиева Т.Ф., Абдуллин А.И., Идрисов М.Р. Современные дорожно-строительные материалы - Казань, 2014 - с.33-34, 106-107
4. Щепалов А.А. Тяжелые нефти, газовые гидраты и другие перспективные источники углеводородного сырья: учеб.-метод. пособие / Нижегородский государственный университет. - Нижний Новгород, 2012. - 93 с.
5. [Электронный ресурс]: Режим доступа: -http://www.oilru.com/news/393960/
6. Коноплев Ю.П., Тюнькин Б.А., Груцкий Л.Г., Питиримов
B.В. Ярегское месторождение -70 лет открытию и 30 лет термошахтной разработке // Нефтяное хозяйство, 2002, № 12. - С. 59 - 60.
7. Коноплев Ю.П, Тюнькин Б.А. Новый способ термошахтной разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство, 2001, № 3. - С. 59 - 60.
8. Боксерман А.А., Коноплев Ю.П., Тюнькин Б.А., Морозов
C.В. Перспективы шахтной и термошахтной разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство, 2003, № 11. - C. 42-45.
9. Коноплев Ю.П., Тюнькин Б.А., Груцкий Л.Г., Питиримов
B.В.,Кузнецов С.М. Первые результаты подземно-поверхностной системы термошахтной разработки // Нефтяное хозяйство, 2003, №1. - С. 38 - 40.
10. R.J. Chalatwnykand B., Wagg T. The Mechanisms of Solids Production in Unconsolidated Heavy Oil Reservoirs // SPE paper 23780
11. Turta A. Singal A. Greaves M., Xia T. Gurrent Status and Screening Griteria for Field Application of Short-Distance Oil Displacement Methods / American Association of Petroleum Geologists, Galgary, 2005
12. Бурже Ж.П., Сурио М., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1988. - 424 с.
13. Амелин И. Д. Внутрипластовое горение / И. Д. Амелин -М.: Недра, 1980. - С. 230
14. Вигдергауз М. С. Продукты термического воздействия на битуминозный пласт / М. С. Вигдергауз. - Саратов : Изд-во Саратовского университета. 1986 - С. 104
15. Faroug Ali, S. M. Is There Life After SAGD // Journal of Canadian Petroleum Technology. 1997. V. 36. No.6. P. 20-23
16. Халикова Д. А., Петров С. М., Башкирцева Н. Ю. Обзор перспективных технологий переработки тяжелых высоковязких нефтей и природных битумов // Вестник Казан. технол. ун-та, 2013. №3(16). - С. 1-2.
17. [Электронный ресурс]: Режим доступа: -http://prav.tatarstan.ru/rus/index.htm/news/128637.htm
18. Поконова Ю. В. Исследование нефтяных остатков / Ю. В. Поконова, Дж. Спейт. - С-Петербург, ИК «Синтез», 1992. -
C. 291
19. Тилеуберди Е., Онгарбаев Е. К., Тулеутаев Б. К., Мансуров З. К. Нефтебитуминозные породы в составе асфальтобетонных смесей // Вестник КазНУ, серия химическая, 2011. - №3 (63). - С. 335-337
20. Штейнгольц В. Л. Промышленная оценка месторождений битумосодержащих пород // В. Л. Штейнгольц, И. Е. Шаргородский // Разведка и охрана недр. - 1987. - №10. -С.35-40
21. Каюкова Г. П., Петров С. М., Успенский Б. В. Свойства тяжелых нефтей и битумов пермских отложений Татарстана в природных и техногенных процессах - М.: ГЕОС, 2015 - С. 307
© Г. К. Бикмухаметова - магистрант гр. 415-М41 каф. ХТПНГ КНИТУ, [email protected]; А. И. Абдуллин - канд. техн. наук, доц. той же кафедры, [email protected]; Е. А. Емельянычева - канд. техн. наук, доц. той же кафедры, [email protected]; Р. И. Сибгатуллина - магистрант гр. 415-М41 той же кафедры, [email protected]; Л. И. Муллахметова - магистрант гр.415-МП41 той же кафедры, [email protected]; А. М. Мустафина - магистрант гр. 415 -М41 той же кафедры, [email protected].
© G. K Bikmuhametova - Undergraduate gr. 415-M41, Department HTPNG, KNRTU, [email protected]; A. I Abdullin - Ph.D., Associate Professor, Department HTPNG, KNRTU, [email protected]; E. A. Emelyanycheva - Ph.D., Associate Professor, Department HTPNG, KNRTU, [email protected]; R. I Sibgatullina - Undergraduate gr. 415-M41, Department HTPNG, KNRTU, [email protected]; L. I Mullakhmetova - Undergraduate gr. 415-MP 41, Department HTPNG, KNRTU, [email protected]; A. M. Mustafina - Undergraduate gr. 415-M 41, Department HTPNG, KNRTU, [email protected].
