Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследования составов и свойств углеводородных конденсатов Ямбургского и Заполярного месторождений для совершенствования технологии промысловой подготовки

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследования составов и свойств углеводородных конденсатов Ямбургского и Заполярного месторождений для совершенствования технологии промысловой подготовки"

На правах рукописи

ш'-

Лебснкооа Ирина Викторовна

ИССЛЕДОВАНИЯ СОСТАВОВ И СВОЙСТВ УГЛЕВОДОРОДНЫХ КОНДЕНСАТОВ ЯМБУРГСКОГО И ЗАПОЛЯРНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ ДЛЯ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ПРОМЫСЛОВОЙ

ПОДГОТОВКИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2005

1

■Ш¿-У

На правах рукописи

Лебенкова Ирина Викторовна

ИССЛЕДОВАНИЯ СОСТАВОВ И СВОЙСТВ УГЛЕВОДОРОДНЫХ КОНДЕНСАТОВ ЯМБУРГСКОГО И ЗАПОЛЯРНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ ДЛЯ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ПРОМЫСЛОВОЙ

ПОДГОТОВКИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

* • ■ МЪскв^'2005

Работа выполнена в ООО "Ямбургтаздобыча" и ООО "ВНИИГаз"

Научный руководитель Официальные оппоненты

Ведущая организация

д.х.н. Истомин В.А.

д.т.н. Гужов Н.А. к.т.н. Касперович А.Г.

ООО «Уренгойгазпром»

Защита диссертации состоится "_"_2005 г. в 13 час. 30 мин.

на заседании диссертационного совета Д 511.001.01 при ООО " ВНИИГАЗ" по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка, ВНИИГАЗ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «ВНИИГАЗ».

Автореферат разослан "_"_2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, д.г.-м.н.

Н.Н. Соловьев

[

РОС и,^., . I

БИБЛИОТЕКА |

■мммаам

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Основные перспективы развития добычи газа и газового конденсата в России связаны с двумя крупными регионами Севера Тюменской области: Надым-Пур-Тазовским и полуострова Ямал.

Ввод в разработку и вывод на проектную мощность Заполярного месторождения, а также опыт эксплуатации Ямбургского месторождения свидетельствуют о необходимости решения ряда новых задач, связанных с совершенствованием технологических процессов промысловой подготовки продукции скважин на разрабатываемых месторождениях на основе использования расширенного и детализированного комплекса исследований состава и свойств углеводородного конденсата.

Поэтому дальнейшее совершенствование технологии подготовки газа и углеводородного конденсата дальнему транспорту в условиях Крайнего Севера на месторождениях с недостаточно развитой инфраструктурой является актуальной задачей исследования.

Цель работы

Повышение эффективности промысловой подготовки углеводородного сырья Заполярного и Ямбургского месторождений на основе исследования составов углеводородных конденсатов и свойств системы «конденсат -водометанольный раствор».

Основные задачи исследований

1. Анализ применяемых методов определения фракционных и групповых составов углеводородных конденсатов. Адаптация методов газожидкостной хроматографии для исследования физико-химических свойств углеводородных конденсатов с целью определения их фракционного, группового и индивидуально-компонентного состава на стадии проектирования и разработки месторождения.

2. Разработка метода оперативного контроля характеристик углеводородного конденсата: потенциального содержания С5+ в пластовом газе, топливных фракций стабильного конденсата по объектам эксплуатации месторождения.

3. Исследование физико-химических свойств сеноманского конденсата Заполярного НГКМ с целью устранения осложнений в системах промысловой подготовки газа. Прогноз изменения объемов добычи и фракционного состава сеноманского конденсата в процессе разработки сеноманской залежи Заполярного НГКМ.

4. Исследование растворимости метанола в конденсате валанжинских залежей Ямбургского ГКМ. Разработка технологии сокращения расхода метанола при промысловой подготовке конденсата к дальнему транспорту.

Научная новизна

Разработан метод оперативного контроля потенциального содержания С5+ в пластовом газе, потенциального содержания топливных фракций в стабильном конденсате по объектам эксплуатации на примере Ямбургского ГКМ. Впервые определен индивидуальный компонентный состав сеноманского конденсата Заполярного НГКМ и дан прогноз изменения его выхода и состава в процессе разработки залежи на истощение. По результатам выполненных экспериментальных исследований впервые оценены условия образования и разрушения эмульсии водометанольного раствора (BMP) в конденсатах различного углеводородного состава в диапазоне температур, характерных для промысловой подготовки углеводородного сырья.

Защищаемые положения

1. Метод оперативного контроля ресурсов углеводородного конденсата при разработке газоконденсатного месторождения на примере Ямбургского ГКМ.

2. Экспериментально установленные закономерности образования и разрушения эмульсии BMP и растворимости метанола в углеводородных конденсатах валанжинских и сеноманской залежей.

3. Технические решения по совершенствованию промысловой подготовки углеводородного конденсата к дальнему транспорту на Заполярном и Ямбургском месторождениях, позволяющие устранить эмульсию BMP в конденсате.

Практическая значимость и реализация результатов работы

1. Разработанный метод контроля за характеристиками добываемого углеводородного конденсата позволяет оперативно и более достоверно оценивать потенциальное содержание С5+ в пластовом газе и фракционный состав конденсата по объектам эксплуатации Ямбургского месторождения.

2. Предложена модификация технологической схемы УКПГ-1С Заполярного НГКМ, включающая блок деэмульсации углеводородного конденсата. Получены положительные результаты промышленных испытаний, свидетельствующие об улучшении качества углеводородного конденсата и устранении углеводородов из BMP, предназначенного для регенерации метанола. t

3. Разработана технология использования сеноманского конденсата на Заполярном НГКМ в качестве депрессора товарного дизельного топлива, позволяющая улучшить его свойства при низких температурах.

4. Уточнен метод ВНИИГАЗа по расчету растворимости метанола в углеводородном конденсате.

5. Предложено технологическое решение, позволяющее устранить эмульсию BMP в валанжинском конденсате и тем самым сократить потери метанола при подготовке газоконденсатной смеси к транспорту на УКПГ-1В Ямбургского ГКМ.

Апробация работы

Основные результаты диссертационной работы обсуждались: на отраслевых, Всероссийских и Международных научно-технических конференциях (г. Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2000 -2001 г.г.; г. Москва, ООО «ВНИИГАЗ», 2001 г.; пос. Ямбург, ООО «Ямбурггаздобыча», 2003 - 2004 г.г.; Ванкувер, Чикагский институт газа, 2004 г.).

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы, рисунков, таблиц и табличных приложений. В работе содержится 64 рисунка, 34 таблицы, 5 табличных приложений. Список использованной литературы содержит 150 наименований.

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 22 работы. Благодарности

Автор выражает благодарность научному руководителю, д.х.н. Истомину В.А., а также Новопашину В.Ф., ПестовуА.К., Гацолаеву A.C. за помощь в ходе выполнения работы. Автор признателен д.т.н. Арабскому А.К., д.т.н. Гужову H.A., к.т.н. Зайцеву Н.Я.,

к.т.н. Кубанову А.Н., к.т.н. Касперовичу А.Г., д.т.н. Островской Т.Д., д.т.н. Васильеву Ю.Н., д.г.-м.н. Соловьеву H.H. за доброжелательное отношение и конструктивное обсуждение различных аспектов диссертационной работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дана общая характеристика работы. Отмечен большой вклад в развитие теории и практики разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений специалистов: Алиева З.С., Андреева О.П., Басниева К.С., Бекирова Т.М., Васильева Ю.Н., Гриценко А.И., Гужова H.A., Долгушина Н.В., Закирова С.Н., Зотова Г.А., Касперовича А.Г., Клюсова В.А., Коротаева Ю.П., Корчажкина Ю.М., Ланчакова Г.А., МасловаВ.Н., Островской Т.Д., Перепеличенко В.Ф., Сулейманова P.C., Сомова Б.Е., Степанова Н.Г., Тер-Саркисова P.M. и многих других.

В первой главе показано, что в связи с вводом в разработку нефтяных оторочек Уренгойского месторождения, газоконденсатных залежей Ямбургского месторождения и с планированием освоения газоконденсатных залежей ачимовских отложений Ново-Уренгойского месторождения продукция скважин существенно усложняется по своему составу и свойствам по сравнению с валанжинскими газоконденсатными залежами. В результате усложняется технология добычи и подготовки конденсата, и изменяется состав сырья и, как следствие, возникает потребность периодической корректировки направлений развития производственного комплекса. Для

принятия адекватных решений необходима более достоверная исходная информация, современные средства ее сбора и обработки. На стадии проектирования разработки и обустройства месторождений, а также для анализа и проектирования реконструкции уже действующих промысловых систем, необходима объективная информация по свойствам и составам добываемых флюидов газоконденсатных месторождений.

В главе в обобщенном виде представлена характеристика применяемого в настоящее время комплекса аналитических работ по изучению углеводородного состава при подготовке к разработке и в процессе эксплуатации ГКМ на истощение. Отмечено, что действующие типовые комплексы и методики исследований углеводородных конденсатов в настоящее время не удовлетворяют возрастающим требованиям, в частности, они не позволяют в полном объеме отобразить реальную картину добычи углеводородного сырья в процессе разработки газоконденсатных залежей. Это касается не только динамики уменьшения потенциала С5+ в пластовом газе, но и прогноза состава добываемых жидких углеводородов, его изменений по зонам эксплуатации месторождения и эксплуатационным объектам. Обоснована необходимость проведения более полного и более точного комплекса работ по исследованию газового конденсата на стадии подготовки проекта разработки и обустройства новых месторождений. Автором проведен краткий аналитический обзор традиционных методов исследования фракционного состава газового конденсата, в которых адаптированы типовые методики анализа нефти и нефтепродуктов и сделано их сопоставление с требованиями международных стандартов, которые показали, что назрела необходимость в доработке российской нормативной документации применительно к углеводородным газовым конденсатам.

Применительно к месторождениям ООО "Ямбурггаздобыча" разработан комплекс исследований углеводородного конденсата, создана база данных: содержания С5+, плотности, ГКФ, потенциального состава дизельных и бензиновых фракций в конденсате валанжинских залежей в соответствии с эксплуатационными объектами (ЭО) и зонами дренирования Ямбургского месторождения, которая используется (глава 2) в модели оперативного контроля за характеристиками добываемого конденсата в процессе разработки залежей. Приоритетом в определении фракционного и группового составов углеводородного конденсата является капиллярная газожидкостная хроматография на базе современного компьютерного обеспечения. Этот комплекс исследований в настоящее время может быть рекомендован для применения и на других ГК и ГНК месторождениях Западной Сибири.

Во второй главе на примере Ямбургского ГКМ обоснован метод оперативного контроля за текущими и прогнозными характеристиками добываемого углеводородного конденсата по ЭО: потенциального содержания С5+ в пластовом газе и потенциального содержания топливных фракций в стабильном конденсате. Предложенный метод дает возможность осуществлять оперативный контроль характеристик конденсата неокомских

б

залежей с целью оптимизации схем разработки месторождения и переработки углеводородного сырья.

При моделировании прогнозного изменения текущего потенциального содержания конденсата в пластовом газе в процессе разработки на истощение были проанализированы и обобщены материалы экспериментальных исследований по дифференциальной конденсации рекомбинированных проб, выполненных в институтах ВНИИГАЗ и ТюменНИИГипрогаз. При подготовке исходных данных для моделирования процесса разработки нижнемеловых отложений Ямбургского ГКМ использованы фондовые материалы институтов ВНИИГАЗ, ТюменНИИГипрогаз и общества «Ямбурггаздобыча».

На базе промысловых исследований и прогнозных модельных расчетов построены зависимости изменения потенциального содержания конденсата в пластовом газе при снижении пластового давления в залежах эксплуатационных объектов. Величины текущих потенциалов С5+ по ЭО объединены с прогнозными кривыми С5+, выражены полиномиальными зависимостями. На рисунке 1 показана динамика содержания потенциала С5+ в пластовом газе по ЭО.

200

со

■С 180 ф"

я 160 § 140

е §120 с

<о 100

¡60 с

40

20

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 Пластовое давление, МПа

Рисунок 1 - Динамика содержания потенциала С5+ в пластовом газе

по ЭО

Для модельных расчетов были приняты объединенные зависимости изменения потенциального содержания конденсата в пластовом газе при снижении пластового давления в залежи: по 1-му ЭО - текущие потенциалы С5+ и прогнозная кривая потенциала С5+ скважины 30504, по 2-му - текущие потенциалы С5+ и прогнозная кривая потенциала С5+ скважины 20803.

Текущие промысловые газоконденсатные исследования на данном этапе разработки подтверждают выбранную прогнозную динамику потенциалов С5+ и начальные величины содержания конденсата в пластовом газе по ЭО.

Алгоритм метода оперативного контроля за характеристиками углеводородного конденсата применительно к эксплуатационным объектам валанжинских залежей Ямбургского месторождения заключается в следующем.

1. Создание банка данных потенциального содержания: С5+ в пластовом газе, бензиновых и дизельных фракций в стабильном конденсате.

2. Построение зависимости С5+ от пластового давления по ЭО:

3. Построение зависимости содержания топливных фракций от текущих значений С5+ в пластовом газе:

- уравнение содержания бензиновых и дизельных фракций по 1 и 2 ЭО: Ф = а* П2с5+ + в* ПС5+ +с, где: Ф - фракционный состав, %;

ПС5+ = а*р4пл+в* р3м+с* р2пл+с1* Рпл+е, где: Пс5+ - потенциал в пластовом газе, г/м3; Рш - пластовое давление, МПа; а, в, с, <1, е - коэффициенты. Для 1-го ЭО: а=6,898 * 10"5; в=-1,266 * 10'2; с=6,503 * 10"';

ё =-8,448; е=95,541. Для 2-го ЭО: а=2,797 * 10"4; в=-2,564 * 10"2; с=8,543 * 10'1; а =-9,764; е=81,967.

ПС5+ - потенциал в пластовом газе, г/м3 а, в, с - коэффициенты

1 ЭО

2 ЭО

для бензиновых фракций:

а=1,520 * 10"4; в=-3,561 * 10"1; с=101,43;

а=-1,128 * Ю-3 в=2,831 * 10'1; с=12,658.

1-3-

для дизельных фракций:

а=1,4237 * 10'3; в=-1,4053* 10'1; с=13,238;

а=1,4263 * 10" в=6,04 * 10"2; с=6,4757.

-з.

4. Построение карт потенциального содержания: С5+ в пластовом газе, бензиновых и дизельных фракций в стабильном конденсате по площадям эксплуатационных объектов.

Алгоритм метода оперативного контроля за характеристиками добываемого углеводородного конденсата включен в виде дополнительного блока в действующую газодинамическую модель разработки неокомских залежей Ямбургского ГКМ (в программный комплекс «Неоком», авторы: Гацолаев A.C., Маслов В.Н. и Ставкин Г.П). Таким образом, действующая газодинамическая модель дополнена построением карт текущего и прогнозного содержания конденсата и состава топливных фракций в нем по всей площади ЭО. При этом указанная геолого-газодинамическая модель разработки эксплуатационных объектов валанжинских залежей нижнемеловых отложений была использована для уточнения величин и распределения начальных и текущих запасов пластового газа, конденсата и топливных фракций (бензиновых и дизельных) по площади месторождения.

Расчеты проводились на начало разработки месторождения, на текущий период и на конец 2004 г. По результатам расчетов построены карты изолиний потенциального содержания конденсата С5+ и карты изолиний топливных фракций при заданных фильтрационно-емкостных свойствах, геометрических и литологических характеристиках ЭО. На рисунке 2 в качестве примера представлены карты изолиний потенциального содержания конденсата С5+ по 1-му ЭО. Реализация предложенного метода позволяет оперативно определять текущие и прогнозные значения потенциала С5+ в пластовом газе и содержание топливных фракций в стабильном конденсате по площади эксплуатационных объектов, а также определять суммарный процент отбора жидких углеводородов по ЭО.

Анализ величин запасов показывает, что по 1-му ЭО все запасы залежей вовлечены в разработку. По 2-му ЭО дренированием охвачены не все запасы залежей, что связано с поздним вводом УППГ-2В, зона влияния которой охватывает значительную площадь 2-го эксплуатационного объекта.

Рисунок 2 - Карта изолиний потенциального содержания С5+ (1-ый ЭО)1

1.01.2005 г.

В третьей главе проведен анализ литературных данных по удельному выходу и физико-химическим свойствам конденсатов сеноманских залежей ряда эксплуатируемых месторождений Западной Сибири. Автором получены и обобщены результаты экспериментальных лабораторных и промысловых исследований физико-химических свойств сеноманского конденсата Заполярного ГНКМ. При проведении исследований были поставлены следующие задачи:

• Получить физико-химические данные, по которым можно было выбрать оптимальные схемы утилизации и переработки сеноманского конденсата;

• Провести сопоставительный анализ свойств конденсата с конденсатами других месторождений сеноманских залежей Западной Сибири;

• Провести сопоставительный анализ свойств конденсата Заполярного месторождения со свойствами сеноманской нефти (чтобы обеспечить исходными данными разрабатываемую модель прогноза выхода сеноманского конденсата в процессе разработки залежи и изменения его физико-химических свойств во времени).

Отмечено сходство конденсата сеноманской залежи Заполярного ГНКМ и сеноманской нефти Русского месторождения. Обе системы практически не содержат бензиновых фракций, по групповому составу

ю

преобладающими компонентами становятся нафтеновые углеводороды, обогащенные конденсированными структурами. Постоянство плотности и состава конденсата по зонам УКПГ 1С, 2С и ЗС Заполярного месторождения дополнительно свидетельствует о том, что конденсат принадлежит сеноманской залежи, а не связан с газоконденсатными залежами более глубоких горизонтов разведочных и эксплуатационных скважин.

Значительный практический интерес представляют прогнозные расчеты изменения выхода и состава конденсата сеноманской залежи Заполярного НГКМ в процессе разработки месторождения. Моделирование проводилось при следующих допущениях:

1. При начальном пластовом давлении и температуре углеводородные системы находятся в области начала конденсации;

2. В сеноманской пластовой системе предполагается наличие рассеянных тяжелых углеводородов в поровом пространстве, находящихся в термодинамическом равновесии с газовой залежью;

3. Рассеянные тяжелые углеводороды сеноманской залежи близки по фракционному составу к сеноманской нефти Русского и Тазовского месторождений.

Изменение модельного состава пластовой смеси происходило при условии разработки залежи на истощение, были получены составы с давлением начала конденсации от 13,0 до 8,0 МПа при пластовой температуре 28 °С. Условия выделения конденсата имитировались в системе двухступенчатой сепарации, давление было приняты равным условиям при газопромысловой подготовке газа на УКПГ-1С ЗНГКМ, с учетом постепенного повышения температуры в С-1 от 1 до 11°С при падении пластового давления.

Выполнен прогноз изменения выхода сеноманского конденсата при разработке залежи на истощение для условий:

- пластовый газ продолжает контактировать с нефтью в залежи;

- пластовый газ не контактирует с нефтью, а контактировал лишь в процессе формирования залежи.

Результаты моделирования приведены в таблице 1 и 2.

Таблица 1 - Прогнозное изменение выхода сеноманского конденсата (г/м3) при условии присутствия жидкой углеводородной фазы в пласте на начало разработки_

Рпл. МПа Температура в сепараторе первой ступени, °С

1 °С 2 °С 3 °С 4 °С 5 °С 6°С 7 °С 8 °С 9 °С 10 °С 11 °С

13,0 0,182 0,178 0,174 0,170 0,166 0,162 0,157 0,153 0,148 0,143 0,138

12,0 0,181 0,177 0,173 0,169 0,164 0,160 0,156 0,151 0,146 0,142 0,137

11,0 0,172 0,168 0,164 0,160 0,156 0,151 0.147 0,142 0,138 0,133 0,128

10,0 0,165 0,161 0,157 0,153 0,148 0,144 0,139 0,135 0,130 0,125 0,121

9,0 0,148 0,144 0,140 0,136 0,131 0,127 0,123 0,118 0,113 0.109 0,104

8,0 0,113 0,109 0,104 0,100 0,096 0,091 0,087 0,082 0,077 0,073 0,068

п

Таблица 2 - Прогнозное изменение выхода сеноманского конденсата (г/м3) при условии, что жидкая углеводородная фаза в пласте на начало

разработки отсутствует

Рпл, МПа Температура в сепараторе первой ступени, °С

1°С | 2 °С | 3°С | 4 °С | 5 °С | 6°С | 7 °С | 8 °С | 9°С | 10°С

12,0 11,0 10,0 При пластовом давлении 12-10 МПа конденсат в пласте не выпадает/0,182

9,0 0,007/ 0,173 0,007/ 0,169 0,007/ 0,161 0,007/ 0,156 0,007/ 0,152 0,007/ 0,148 0,007/ 0,143 0,007/ 0,138 0,007/ 0,109 0,007/ 0,161

8,0 0,005/ 0,129 0,005/ 0,109 0,005/ 0,104 0,005/ 0,100 0,005/ 0,096 0,005/ 0,091 0,005/ 0,087 0,005/ 0,082 0,005/ 0,077 0,005/ 0,073

где: числитель - конденсат, выпавший в пласте, г/м3;

знаменатель - выход конденсата в разделителе, г/м3. При выполнении первого условия с падением пластового давления до 8,0 МПа выход конденсата уменьшится ~ 40-50 %, при выполнении второго условия при давлении до 10 МПа выпадение конденсата в пласте не наблюдается, выход конденсата не меняется и равен 0,182 г/м3. Снижение давления до 8,0 МПа приведет к сокращению выхода конденсата ~ 30 - 60 % от первоначального, но полного выпадения конденсата в жидкую фазу в пластовых условиях также не происходит. Фракционный состав добываемого сеноманского конденсата в процессе разработки залежи на истощение остается практически без изменения.

Сеноманский конденсат ЗНГКМ состоит главным образом из нафтеновых углеводородов сложного конденсированного строения, что обуславливает его практическое использование в качестве моторного топлива только путем вторичной переработки. Лабораторными экспериментами установлено, что сеноманский конденсат представляет собой природный депрессор дизельного топлива, влияние которого сводится к понижению температуры застывания и предельной температуры фипьтруемости топлива. Поэтому наиболее перспективным представляется применение сеноманского конденсата в качестве добавки к товарному дизельному топливу, улучшающей его низкотемпературные характеристики.. Для повышения и корректировки цетанового числа получаемого смесевого дизельного топлива предлагается использование в качестве присадки проматоров воспламенения в пределах от 0,5 до 2,0 % масс, от общей массы получаемого топлива.

Дан анализ промысловых осложнений, связанных с технологией процесса подготовил газа к транспорту, переработкой и утилизацией сеноманского конденсата на УКПГ-1С Заполярного НГКМ. С началом разработки сеноманских залежей Заполярного месторождения (ввод в эксплуатацию УКПГ-1С в 2001 году) возникли технологические осложнения при промысловой подготовке газа (неожиданные для проектировщиков и для специалистов ЯГД), которые на наш взгляд можно связать с наличием в продукции сеноманских скважин углеводородного конденсата. Следует

отметить, что конденсат отмечался и при эксплуатации сеноманских залежей месторождений Медвежье, Уренгойское и Ямсовейское, особенно в начальный период, однако каких-либо серьезных технологических проблем при этом не возникало. Отличительная особенность технологического процесса подготовки газа на сеноманских УКПГ Заполярного месторождения состоит в осушке газа при низкой температуре контакта 0-3 °С. Низкая температура контакта в абсорберах обусловлена дросселированием газа на запорной переключающей арматуре (ЗПА) (на ~3 МПа) и, как следствие, в использовании в системах сбора газа и на ЗПА метанола со значительными удельными расходами (до 300-400 г/1000 м3). В связи с этим проектом обустройства предусмотрена регенерация насыщенного BMP из входных сепараторов. Анализ работы систем промысловой подготовки газа Заполярного месторождения показывает, что наличие углеводородного конденсата в сочетании с особенностями технологического процесса и обуславливают ряд технологических осложнений. Конденсат образует устойчивую эмульсию с BMP, способствует переносу механических примесей по технологической цепочке, оказывает влияние на показатели абсорбционной осушки газа. Имеет место высокий аэрозольный унос конденсата, как с входных сепараторов, так и с абсорберов, несмотря на реализацию технических решений по сепарации, ранее положительно зарекомендовавших себя на других месторождениях.

Проект обустройства Заполярного НГКМ не учитывает наличие углеводородного конденсата в продукции эксплуатационных скважин. На практике из входных сепараторов отделяется BMP с эмульгированным в нем углеводородным конденсатом, причем образуется устойчивая во времени эмульсия в системе: «BMP - конденсат».

Установлено, что в BMP (сырье для установки регенерации метанола) имеет место эмульсия «прямого типа», дисперсной фазой которой является конденсат с включениями гидрофобизованных механических примесей.

В связи с этим проведены лабораторные исследования, позволившие выявить особенности существования и разложения эмульсии в системе: «BMP - конденсат» в широком диапазоне температур и концентрации BMP. При этом установлено, что в 2-х компонентной системе «метанол -конденсат» эмульсия практически не образуется, тогда как для 3-х компонентной системы: «вода - метанол - конденсат» характерно образование устойчивой эмульсии. С понижением концентрации метанола в BMP стойкость эмульсии и степень её дисперсности возрастает. Эмульсия приобретает устойчивость во времени при температурах от 10 °С и ниже. Кроме того, при промысловой подготовке газа к транспорту, на образование эмульсии влияет минерализация пластовых вод. Экспериментально доказано, что слабоминерализованные пластовые воды в большей степени склонны к образованию водоконденсатометанольной эмульсии при смешении с конденсатом. Кроме того, установлено, что дополнительной стабилизации эмульсии способствуют анилиновый краситель (используемый для подкрашивания концентрированного метанола) и механические примеси, в основном глины и алюмосиликаты.

Повышение температуры в дегазаторе и разделителе до 20 - 30°С не позволяет полностью решить проблему устранения эмульсии из-за

повышения летучести метанола и образования солеотложений в технологических аппаратах и коммуникациях. В этой связи в лабораторных условиях был исследован ряд деэмульгаторов, используемых в нефтяной промышленности для разрушения эмульсий «вода-нефть». Подобран эффективный в рассматриваемом случае деэмульгатор (диссольван - 4411), использование которого приводит к расслоению эмульсии в течении нескольких минут. Для быстрого разрушения эмульсии «конденсат в BMP» в условиях промысловой подготовки газа разработана схема приготовления и подачи раствора деэмульгатора, адаптированная для ее включения отдельным блоком в технологическую схему УКПГ-1С (см. рисунок 3).

Автором предложен (в качестве рабочей гипотезы) механизм появления механических отложений в трубном пространстве теплообменных аппаратов регенерации метанола на УКПГ-1С. Механические примеси, находящиеся в капельках конденсата, из-за поверхностных эффектов не отстаиваются в разделителе и поступают в рекуперативный теплообменник, где за счет нагрева и уменьшения вязкости конденсата отделяются. Конденсат удаляется в испаритель, а механические примеси концентрируются в трубном пространстве рекуперативного теплообменника и откладываются на внутренних стенках теплообменных трубок. За счет увеличения термического сопротивления теплообменной стенки с осевшими механическими примесями отложения уплотняются и постепенно уменьшают проходное сечение трубного пространства.

Промысловые испытания технологии применения деэмульгатора на УКПГ 1С Заполярного месторождения дали положительные результаты: за счет отделения эмульсии BMP в конденсате и конденсата в BMP повышаются показатели качества углеводородного конденсата, а также обеспечивается процесс регенерации метанола без серьезных технологических осложнений.

В четвертой главе излагаются результаты исследования растворимости метанола в газовом конденсате валанжинских залежей на примере Ямбургского ГКМ в широком диапазоне температур и концентрации BMP.

В условиях севера нестабильный конденсат транспортируется на УКПГ и на установки переработки совместно с водными растворами ингибитора гидратообразования.

Вопросам растворимости метанола в углеводородных жидкостях при равновесии с BMP посвящено значительное количество экспериментальных и теоретических работ отечественных и зарубежных авторов. Однако данные противоречивы и часто не согласуются между собой. Это связано с наличием ряда методических и теоретических трудностей при попытках получения более-менее достоверных результатов.

газ на плшц. АВО

Рисунок 3 - Принципиальная технологическая схема УКПГ-1С, отражающая способ подготовки и подачи деэмульгатора

Анализ приведенных в литературе экспериментальных исследований растворимости метанола в газовом конденсате различных месторождений показал, что они не всегда отвечают истинной растворимости метанола. В ряде случаев образуется достаточно устойчивая эмульсия BMP в газовом конденсате при пониженных температурах. Таким образом, установлено, что при изучении растворимости BMP в углеводородных конденсатах необходимо учитывать наличие эмульсии, ее устойчивость и время расслоения.

Разработана детализированная методика экспериментального исследования растворимости метанола в углеводородных жидкостях (углеводородах нормального строения, ГК и его фракциях) в зависимости от температуры и концентрации BMP. Суть методики прецизионного определения содержания растворенного метанола в углеводородах заключается в выделении метанола из углеводорода экстракцией и последующем количественном определении его в водной вытяжке окислительным методом. С учетом возможности n-кратного разбавления экстракта, верхний предел определения концентрации метанола в углеводородных жидкостях может быть доведен до 10 % и выше. Методика тестировалась на углеводородах нормального строения, а полученные данные сопоставлялись с опубликованными данными по растворимости в н-гексане и н-гептане при различных температурах.

Проведены экспериментальные исследования растворимости метанола в при равновесии BMP с н-гексаном и н-гептаном, в диапазоне температур, характерных для условий промысловой обработки углеводородов. Впервые эксперимент проведен как при положительных, так и при отрицательных температурах. Показано, что в температурном диапазоне 20-30 °С полученные экспериментальные точки для бинарных систем «метнол-углеводород» хорошо согласуются с данными японских специалистов и справочника DECHEMA (сходимость данных на уровне 5 %). Представлены новые экспериментальные данные растворимости метанола в н-гексане в диапазоне температур минус 1030 °С при равновесии с BMP в диапазоне концентраций метанола 30 - 100 %.

Результаты эксперимента хорошо описываются уравнением логарифмического типа с коэффициентом корреляции ~ 0,9. Отмечено, что наличие даже небольшого количества воды в метаноле резко снижает растворимость последнего в углеводородах нормального строения. Экспериментально установлено, что в системе: «н-гептан - метанол» при температуре ниже 0 °С наблюдается образование эмульсии. Эмульсия визуально наблюдается и в системе: «н-гексан - метанол» при более низких температурах (минус 20 °С и ниже). Обнаруженный эффект затрудняет получение в лабораторном эксперименте «истинной растворимости» метанола в углеводородах (экспериментальные данные при низких температурах оказываются сильно завышенными).

Получены экспериментальные данные по растворимости метанола в стабильном ГК Ямбургского ГКМ при равновесии с BMP в диапазоне температур и концентраций BMP, характерном для условий промысловой

1б

подготовки газа валанжинских залежей ГКМ Западной Сибири. Выделен интервал температур, когда можно говорить о получении «истинной растворимости» метанола в лабораторном эксперименте (от 10 до 40 °С), а когда следует иметь в виду эмульсионную составляющую технологических потерь метанола в конденсате (от 0 "С и ниже).

Уточнена корреляция ВНИИГАЗа по расчету растворимости метанола в углеводородных жидкостях. Уточнение расчетной методики растворимости метанола в углеводородной фазе состояло в непосредственном использовании экспериментальных данных при некотором усреднении и обобщении. В качестве опорных значений использованы данные по растворимости метанола в стабильном конденсате в диапазоне температур 10-40°С. Таким образом, использованы только те экспериментальные данные, которые относятся к «истинной растворимости», т.е. данные при температурах 10°С и выше. При этих температурах эмульсия BMP в конденсате достаточно быстро расслаивается и не влияет на получаемые экспериментальные точки. На низкие температуры проводилась экстраполяция данных с области положительных температур. Такой методический подход и позволил уточнить корреляцию ВНИИГаза по растворимости метанола в конденсатах (приведенную в «Инструкции по оптимальному расходу ингибиторов гидратообразования», М, ВНИИГАЗ, 1987 г.)

Растворимость Rm (в %) метанола в углеводородном конденсате (без эмульсионного метанола) молекулярной массы Mand = 100 при равновесии с BMP концентрации X % метанола определяется по корреляционным соотношениям:

1пД(0) =Л~—-lnil, Т

А= 12,2257, в= 3903,6, П= -1,34+ 187, ИХ

где Т - температура в системе градусах Кельвина. Растворимость R метанола в углеводородном конденсате молекулярной массы , отличной от 100, рассчитывается по формуле R = k-Rm, где Rm - растворимость в конденсате молекулярной массы 100, к- поправочный множитель, который рекомендуется определять по формуле:

k=2,6-0,0\6Mcmd.

Диапазон применимости предложенной корреляции для определения "истинной" растворимости метанола в углеводородном конденсате (без эмульсионной составляющей):

• по молекулярной массе 40 120,

• по температуре минус 30 "С — 40 "С,

• по концентрации метанола 10- 85%.

Рекомендовано использовать предложенную корреляцию при составлении материальных балансов метанола установок типа НТС и HTA, а также при разработке мероприятий по сокращению расхода метанола на валанжинских УКПГ.

Экспериментально установлен интересный факт, что эмульсионная составляющая метанола в валанжинском конденсате сильно зависит от температуры: при температурах ниже О "С эмульсия не расслаивается, тогда как при температурах выше 5 - 7°С имеет место «мгновенное» (за одну минуту) ее расслаивание, т.е. переходная зона от устойчивой эмульсии и неустойчивой очень узка (от 3 до 5 °С). Эти экспериментальные данные позволили разработать новую технологию, обеспечивающую возврат в технологический цикл подготовки газа на УКПГ-1В дополнительного количества метанола (извлекаемого из нестабильного конденсата). Из-за снижения содержания метанола в нестабильном конденсате улучшаются его показатели качества. На рисунке 4 представлена принципиальная технологическая схема УКПГ-1В, отражающая способ разрушения эмульсии BMP в углеводородном конденсате валанжинских залежей.

Основные результаты и выводы диссертационной работы

1. Обобщены и проанализированы результаты существующих методов определения фракционного и углеводородного составов конденсата. Разработан детализированный и расширенный комплекс исследования углеводородного конденсата на Ямбургском ГКМ с использованием методов капиллярной газожидкостной хроматографии.

2. На примере Ямбургского ГКМ разработана методика оперативного контроля и прогноза газоконденсатных характеристик пластового газа с графическим интерфейсом в виде текущих карт потенциального содержания С5+ и топливных фракций стабильного конденсата в пластовом газе по объектам эксплуатации.

3. Проведены физико-химические исследования углеводородного конденсата сеноманской залежи Заполярного НГКМ. Дан прогноз изменения выхода и состава конденсата в процессе разработки залежи.

4. Исследована система «сеноманский конденсат - водометанольный раствор» и выявлены условия существования и разрушения стойкой эмульсии при действующих режимах эксплуатации Заполярного НГКМ. Предложена усовершенствованная технология промысловой подготовки сеноманского газа, включающая стадию деэмульсации углеводородного конденсата и BMP.

V" -.«■ ^ V

Рисунок 4 - Принципиальная технологическая схема УКПГ-1В, отделяющая эмульсионную составляющую метанола от

валанжинского конденсата

5. Уточнена методика исследования растворимости метанола в углеводородных жидкостях, учитывающая возможность образования в определенных случаях устойчивых эмульсий. Изучена растворимость метанола в валанжинском конденсате Ямбургского ГКМ. Обобщены результаты растворимости метанола в конденсатах валанжинских залежей от температуры и концентрации водометанольного раствора. Уточнена корреляция ВНИИГАЗа по растворимости метанола в углеводородных конденсатах.

6. Экспериментально исследована устойчивость эмульсии BMP в углеводородном конденсате валанжинских залежей от температуры и показано, что при температурах выше 5 - 7 °С происходит ее быстрое разрушение. С учетом полученных данных предложено модифицировать технологию подготовки конденсата к дальнему транспорту за счет устранения эмульсии и тем самым сократить технологические потери метанола.

Основные результаты исследований опубликованы в следующих работах:

1.Шиняев С.Д., Сулейманов Р.Х., Балюк И.В., Зиазов Р.Н., Ерохин В.М., Воронин В.И. Конденсат, поступающий на УКПГ-1С Заполярного НГКМ // Газовая промышленность. - 2003. - №1. - с.66 - 68.

2. Лебенков Н.М., Балюк И.В. Некоторые вопросы эксплуатации нижнемеловых залежей Ямбургского газоконденсатного месторождения на истощение. // НТС. Сер. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ИРЦ Газпром, 1999. - №6. - с.34 -41.

3. Лебенков Н.М., Балюк И.В. Физико-химические характеристики конденсата Ямбургского ГКМ при разработке на истощение // НТС. Сер. : Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ИРЦ Газпром, 2001. - №1. - с.30 - 38.

4. Балюк И.В. Анализ изменения физико-химических характеристик добываемого конденсата по зонам и эксплуатационным объектам Ямбургского ГКМ при разработке на истощение // тез. докл. конф. молодых специалистов, посвященной 300-летию горного дела в России. - М.: ВНИИГАЗ, 2001. - с.8.

5. Балюк И.В. Физико-химические характеристики конденсатов сеноманской и валанжинских залежей Заполярного НГКМ и пути использования конденсатов в качестве моторных топлив // НТС. Сер.: Газификация, природный газ в

качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. -М. : ИРЦ Газпром. - 2002. - №5-6. - с.15 - 38.

6. Балюк И.В. Сравнительный анализ методов лабораторной ректификации и имитированной дистилляции газового конденсата Ямбургского ГКМ // НТС. Сер.: Газификация, природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. - М.: ИРЦ Газпром, 2003. - №1, - с. 16 - 23.

7. Лебенкова И.В, Лебенков Н.М. Опыт эксплуатации хроматографических комплексов НТФ «БАКС» на Ямбургском газоконденсатном месторождении // НТС. Сер.: Газификация, природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. - М.: ИРЦ Газпром, 2003. - №1. - с.27 - 37.

8. Лебенкова И.В., Истомин В.А. Особенности подготовки газа на УКПГ-1С Заполярного месторождения // НТС. Сер. : Газификация, природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. -М.: ИРЦ Газпром, 2003. - №1. - с.19 - 30.

9. Лебенкова И.В., Истомин В.А. Технологические проблемы регенерации метанола на УКПГ-1С Заполярного месторождения и пути их решения. // НТС.Сер.: Газификация, природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2003, №3, с. 3-11.

10. Лебенкова И.В., Истомин В.А. Изучение растворимости метанола в н-углеводородах (на примере н-гексана и н-гептана) в широком диапазоне температур и концентрации BMP // НТС. Сер.: Газификация. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. -М.: ИРЦ ГАЗПАРОМ, 2003. - №5-6. - с.З - 14.

11. Лебенкова И.В., Истомин В.А. Исследование растворимости метанола в углеводородном конденсате Ямбургского ГКМ //НТС. Сер.: Газификация. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. - М.: ИРЦ ГАЗПРОМ, 2003. - № 5-6. - с.14 - 24.

12. Андреев О.П., Лебенкова И.В., Истомин В.А. Подготовка газа на УКПГ-1С Заполярного месторождения//Газовая промышленность. - 2004,- №2. - с.44 - 46.

13. Andreev O.P., Arabsky A.K., Lebenkova I.V., Istomin V.A. «Gas Conditioning on Zapolyarnoye Gas Field: Operating Problems at Initial Stage of Development». IGR, 2004,1-5 november, Vankuver, p.47.

14. Лебенкова И.В., Гацолаев A.C., Лебенков Н.М. Применение газодинамической сеточной модели для оперативного анализа и планирования добычи газа и конденсата на Ямбургском ГКМ // НТС. Сер.: Газификация, природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. - М.: ИРЦ Газпром, 2003. - №4. - с.З -13.

15. Лебенкова И.В., Лебенков Н.М. Ретроградные изменения состава углеводородного конденсата при разработке на истощение Ямбургского ГКМ // Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья - материалы Международной конференции. - М.:ГЕОС, 2004. - с.66 - 67.

Заказ Ns С1015 Подписано к печати 28.04.2004 г.

Тираж 120 экз. Объем 1 уч.-изд л Формат 60x84/16

Отпечатано на ротапринте ООО «ВНИИГАЗ» по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка

л

1

I

»-8727

РНБ Русский фонд

2006-4 15752

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Лебенкова, Ирина Викторовна

Список сокращений

Введение

1. Методы исследований углеводородных конденсатов Западной Сибири

1.1. Газоконденсатные месторождения Западной Сибири и перспективы их освоения

1.2. Общая характеристика комплекса аналитических работ по исследуемым углеводородным системам при контроле ГКМ за разработкой

1.3. Особенности лабораторных методов исследования жидких углеводородов газоконденсатных систем применительно к Ямбургскому ГКМ

2. Оперативный анализ и прогнозирование добычи и состава углеводородного конденсата на Ямбургском ГКМ

2.1. Оценка начальных, текущих и потенциальных ресурсов углеводородного конденсата и его топливных фракций, оперативного анализа и прогнозирования разработки залежей Ямбургского ГКМ на базе газодинамического сеточного моделирования

2.2. Алгоритм метода оперативного контроля за текущим и прогнозным значениями потенциала С51. в пластовом газе и содержание топливных фракций 37 в стабильном конденсате

2.3. Изменение состава конденсата в связи с ретроградными потерями ^ при разработке на истощение Ямбургского ГКМ

2.4. Обобщение результатов экспериментальных исследований по определению физико-химических свойств добываемого конденсата по объектам и 53 зонам эксплуатации Ямбургского ГКМ

3. Углеводородный конденсат сеноманской залежи Заполярного месторождения обоснование направлений решения технологических проблем 59 промысловой подготовки газа

3.1. Сравнительный анализ состава сеноманского газа и конденсата месторождений Западной Сибири

3.2. Физико-химические характеристики сеноманского конденсата

Заполярного месторождения и их сопоставление с нефтью сеноманской залежи Русского месторождения

3.3. Прогноз изменения выхода и состава конденсата в процессе разработки залежи на истощение

3.4. Направление практического использования сеноманского конденсата

3.5. Эмульсия в системе: «BMP - сеноманский конденсат» и методы ее устранения применительно к УКПГ-1С Заполярного месторождения 4. Экспериментальное исследование растворимости метанола в углеводородном конденсате Ямбургского ГКМ

4.1. Анализ экспериментальных данных по растворимости метанола и воды в углеводородных жидкостях

4.2. Экспериментальные исследования растворимости метанола в углеводородном конденсате Ямбургского ГКМ

4.3. Методика расчета растворимости метанола в углеводородных жидкостях

4.4. Метод устранения эмульсии BMP в валанжинском конденсате

УКПГ-1В Ямбургского ГКМ Основные выводы и результаты работы

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследования составов и свойств углеводородных конденсатов Ямбургского и Заполярного месторождений для совершенствования технологии промысловой подготовки"

Основным районом промышленной добычи газа и нефти в настоящее время остается Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. Перспективы развития добычи газа и газового конденсата связаны с дву*мя крупными регионами Севера Тюменской области, а именно с газовыми, газоконденсатными и нефтегазокондеисатными месторождениями Надым-Пур-Тазовской и Гыданской ИГО. Месторождения НадымПур-Тазовской ИГО в настоящее время находятся в стадии развития, освоение газоконденсатных залежей на месторождениях полуострова Ямал предполагается начать с подготовленного к разработке Бованенковского месторождения с предполагаемым вводом его в эксплуатацию в 2009 году. После вывода на проектный уровень отбора газа предполагается начать освоение газоконденсатных залежей Харасавейского месторождения.В настоящее время помимо разрабатываемых газоконденсатных залежей на Уренгойском и Ямбургском месторождениях подготовлены к промышленному освоению залежи конденсатосодержащего газа на Уренгойском (ачимовская толща), Ен-Яхинском, Северо-Уренгойском, Восточно-Уренгойском, Пово-Уренгойском, Песцовом и Заполярном месторождениях. Данные месторождения рассматриваются в качестве основных вводимых объектов добычи конденсата на ближайшую перспективу в планах ОАО Газпром. Анализ состояния сырьевой базы подготовленных к разработке месторождений Надым-Пур-Тазовского региона позволяет планировать в перспективе (к 2005 году) доведение отбора стабильного конденсата до 8-10 млн.тонн/год, что в пересчёте на нестабильный составит 13-15 млн.тонн/год, максимальный уровень годовой добычи нестабильного конденсата по Ямальской ИГО может быть доведен до 5 млн. тонн с поддержанием его на постоянном уровне в течение 25 лет.Потенциальное содержание С5+ в пластовом газе находится в пределах 0,2 - 500 г/м3.Большой вклад в развитие теории и практики разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений внесли следующие специалисты: Алиев З.С., Андреев О.П., Басниев К.С., Бекиров Т.М., Васильев 10.II., Гриценко А.И., Гужов Н.А., Долгушин Н.В., ЗакировС.Н., Зотов Г.А., Касперович А.Г., КлюсовВ.А., Коротаев Ю.П., Корчажкин Ю.М., Ланчаков Г.А., Маслов В.Н., Островская Т.Д., Перепеличенко В.Ф., Сулейманов Р.С., Сомов Б.Е., Степанов Н.Г., Тер-Саркисов P.M. и многие другие.В настоящее время в результатах исследований УВС при подготовке газоконденсатных месторождений к разработке имеются серьезные проблемы. Зачастую количество скважин ограничено как по площади, так и по разрезу месторождения, при этом определяется ряд специфических показателей: коэффициенты усадки конденсата, выход С5+, и т.п., которые практически не дают никакой полезной информации для расчетов балансов установок промысловой подготовки и переработки. В результате*, этого заложенные в проекты разработки и обустройства месторождений составы УВС,'а также рассчитанные по ним балансы установок промысловой обработки и переработки, как правило, весьма далеки от фактически достигаемых. Нередко по этой причине вскоре после пуска установок по подготовке и переработке УВС приходится проводить их реконструкцию. Иногда возникают нарушения работы схем транспорта и потребления УВС (например, с середины 80-х годов несколько лет лихорадило систему транспорта ШФЛУ из-за неправильно рассчитанных балансов ее производства на предприятиях Тюменской области). С точки зрения технико-экономической эффективности функционирования производства основополагающими являются работы по исследованию составов и свойств сырья и продукции, разработке технологии для проектирования, анализ состояния технологии и разработке решений по ее оптимизации и модернизации.Обустройство, ввод в эксплуатацию и вывод на проекпгую производительность Заполярного месторождения, а также опыт эксплуатации Ямбургского месторождения свидетельствуют о необходимости решения ряда задач, связанных с разработкой месторождений: создание расширенного детализированного комплекса исследований состава и свойств УВС и совершенствование технологических процессов подготовки скважинной продукции на разрабатываемых месторождениях Поэтому дальнейшее совершенствование технологии подготовки газа и углеводородного конденсата к дальнему транспорту в условиях Крайнего Севера с недостаточно развитой инфраструктурой является актуальной задачей исследования.ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ 1. Анализ применяемых методов определения фракционных и групповых составов углеводородных конденсатов. Адаптация методов газожидкостной хроматографии для исследования физико-химических свойств углеводородных конденсатов с целью определения их фракционного, группового и индивидуально-компонентного состава на стадии проектирования и разработки месторождения.2. Разработка метода оперативного контроля характеристик углеводородного конденсата: потенциального содержания Cs+ в пластовом газе, топливных фракций стабильного конденсата по объектам эксплуатации месторождения.3. Исследование физико-химических свойств сеноманского конденсата Заполярного НГКМ с целью устранения осложнений в системах промысловой подготовки газа.Прогноз изменения объемов добычи и фракционного состава сеноманского конденсата в процессе разработки сеноманской залежи Заполярного НГКМ.

4. Исследование растворимости метанола в конденсате валанжинских залежей Ямбургского ГКМ. Разработка технологии сокращения расхода метанола при промысловой подготовке конденсата к дальнему транспорту.НАУЧНАЯ НОВИЗНА Разработан метод оперативного контроля потенциального содержания С5+ в пластовом газе, потенциального содержания топливных фракций в стабильном конденсате по объектам эксплуатации на примере Ямбургского ГКМ. Впервые определен индивидуальный компонентный состав сеноманского конденсата Заполярного НГКМ и дан прогноз изменения его выхода и состава в процессе разработки залежи на истощение. По результатам выполненных экспериментальных исследований впервые оценены условия образования и разрушения эмульсии BMP в конденсатах различного углеводородного состава в диапазоне температур, характерных для промысловой подготовки углеводородного сырья.ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ 1. Метод оперативного контроля ресурсов углеводородного конденсата при разработке газоконденсатного месторождения на примере Ямбургского ГКМ.

2. Экспериментально установленные закономерности образования и разрушения эмульсии BMP и растворимости метанола в углеводородных конденсатах валанжинских и сеноманской залежей.3. Технические решения по совершенствованию промысловой подготовки углеводородного конденсата к дальнему транспорту на Заполярном и Ямбургском месторождениях, позволяющие устранить эмульсию BMP в конденсате.ПРАКТИЧЕСКАЯ ЗНАЧИМОСТЬ РАБОТЫ 1. Разработанный метод контроля за характеристиками добываемого углеводородного < конденсата позволяет оперативно и более достоверно оценивать потенциальное "" содержание С5+ в пластовом газе и фракционный состав конденсата по объектам эксплуатации Ямбургского месторождения. , s 2. Предложена модификация технологической схемы УКПГ-1С Заполярного ПГКМ, включающая блок деэмульсации углеводородного конденсата. Получены „ положительные результаты промышленных испытаний, свидетельствующие об улучшении качества углеводородного конденсата и устранении углеводородов из BMP, предназначенного для регенерации метанола.3. Разработана технология использования сеноманского конденсата на Заполярном НГКМ в качестве депрессора товарного дизельного топлива, позволяющая улучшить его свойства при низких температурах.4. Уточнен метод ВНИИГАЗа по расчету растворимости метанола в углеводородном конденсате.5. Предложено технологическое решение, позволяющее устранить эмульсию BMP в валанжинском конденсате и тем самым сократить потери метанола при подготовке газоконденсатной смеси к транспорту на УКПГ-1В Ямбургского ГКМ.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Лебенкова, Ирина Викторовна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

По результатам выполненной работы можно сделать следующие выводы и рекомендации.

1. Обобщены и проанализированы результаты существующих методов определения фракционного и углеводородного состава углеводородного конденсата. Показано, что по принятым методикам определение фактического состава добываемого конденсата проводится со значительными погрешностями. Разработан уточненный расширенный комплекс исследования углеводородного конденсата на Ямбургском ГКМ с использованием методов капиллярной газожидкостной хроматографии.

2. На основе метода сеточного моделирования разработана методика оперативного контроля газоконденсатных характеристик добываемого конденсата, которая дает возможность графического представления карт потенциального содержания С5+ в пластовом газе и топливных фракций стабильного конденсата но эксплуатационным объектам включая прогнозные расчеты.

3. Проведены физико-химические исследования углеводородного конденсата сеноманской залежи Заполярного НГКМ. Определен его индивидуальный компонентный состав. Дан прогноз изменения выхода и состава конденсата в процессе разработки залежи. Разработана технология рационального использования сеноманского конденсата для улучшения низкотемпературных характеристик товарного дизельного топлива.

4. Проведены лабораторные и промысловые исследования в системе:»сеноманский конденсат - водометанольный раствор», которые показали, что при эксплуатации установок подготовки сеноманского газа на Заполярном НГКМ основные технологические проблемы связаны с образованием стойкой эмульсии сеноманского конденсата с водометанольным раствором. Изучены устойчивость, условия образования и разрушения эмульсии. Подобран деэмульгатор для разрушения эмульсии сеноманского конденсата с водометанольным раствором.

5. Предложена технология промысловой подготовки сеноманского газа, включающая стадию деэмульсации углеводородного конденсата. Подобные технологические решения могут быть использованы на других месторождениях полуострова Ямал с небольшим газоконденсатным фактором на стадии технологического проектирования установок подготовки газа.

6. Проведены комплексные исследования растворимости метанола в углеводородном валанжинском конденсате и его фракциях в области пониженных температур. Обобщены результаты экспериментальных и теоретически полученных данных закономерности растворимости метанола в углеводородном конденсате валанжинских залежей от температуры, состава смеси и концентрации водометанольного раствора. Уточнена методика расчета растворимости метанола в валанжинском конденсате.

7. Экспериментально исследована устойчивость эмульсии BMP в углеводородном конденсате валанжинских залежей от температуры и показано, что при температурах выше 5 - 7 °С происходит ее быстрое разрушение. Установлено, что технологические потери метанола для предупреждения гидратообразования на ГКМ с высоким и средним содержанием С5+ являются завышенными, что обусловлено потерями BMP с углеводородным конденсатом в эмульсионной форме. С учетом полученных данных предложено модифицировать технологию подготовки конденсата к дальнему транспорту за счет устранения эмульсии и тем самым сократить потери метанола.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Лебенкова, Ирина Викторовна, Москва

1. Краткая энциклопедия нефтегазовой геологии. - М.: Изд-во акад. горных наук,1998.- 352 с.

2. Брехунцов A.M. и др. Западная Сибирь остается главной нефте- и газодобывающей провинцией России в 21 веке // Геология нефти и газа, 2000. - №4. - С. 2 - 8.

3. Гриценко А.И., Истомин В.А. и др. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. М . : Недра, 1999. - 424 с.

4. Старобинец И.С. Геолого-геохимические особенности газоконденсатов. Л.: Недра, 1974.- 152 с.

5. Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконденсатных систем / А.И.Гриценко, И.А.Гриценко, В.В.Юшкин, Т.Д.Островская. М.: Недра, 1995.- 432 с.

6. Промышленная подготовка и переработка газоконденсатов / Касперович А.Г., Новопашин В.Ф., Магарил Р.З., Пестов А.К.: Учебное пособие. Тюмень: ТюмГНГУ,1999. 80 с.

7. Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса. М.: Недра, 1998.- 464 с.

8. Ремизов В.В. Новые концептуальные подходы к освоению газовых и газоконденсатных месторождений // НТС. Сер.: Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром, 1997. -№1.-35 с.

9. Гвоздев Б.П., Гриценко А.И., Корнилов А.Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений : справочное пособие. М.: Недра, 1988. - 574 с.

10. Старобинец И.С. Распространение и условия формирования различных типов газоконденсатных залежей и их нефтяных оторочек//Сов. Геология. 1980. -№1. -С. 20 - 28.

11. П.Кушниров В.В. Оценка начального конденсатосодержания природных газов // Геология нефти и газа. 1982. - №1. - С. 12-15.

12. Ставкин Г.П. Проблемы реструктуризации научно-технического сектора ОАО «ГАЗПРОМ» и задачи его совершенствования // Наука и техника в газовой промышленности. -2003. №2. - С. 9 - 13.

13. Степанов В.Г., Снытикова Г.П. и др. Автобензины из фракций газового конденсата// Газовая промышленность. 1989. - №1. - С. 54 - 57.

14. Нефтепродукты. Методы испытаний. -4.1 М.: Изд-во стандартов, 1977. - 416 с.

15. Annual Book of ASTM Standarts. Pt.23. Petroleum products and lubricants. 1975.- 938 p.

16. IP Standarts for petroleum and its products. Pt.l,Section 1. Appl. Sei. Publ. LTD. 1975.- 1835 p.

17. ASTM D2892-90. Стандартный метод определения фракционного состава сырой нефти (посредством колонки на 15 теоретических тарелок). 101 с.

18. Метод определения фракционного состава в аппарате АРН-2: ГОСТ 11011-85. -Изд-во стандартов, 1985. 24 с.

19. Метод определения фракционного состава : ГОСТ 2177-99. Изд-во стандартов,I1999. 23 с.

20. Инструкция по эксплуатации модернизированного аппарата разгонки нефти АРН-2 с блоком электронного регулирования флегмового числа. -Тюмень : ТюменНИИГипрогаз, 2000. 6 с.

21. Инструкция по исследованию скважин месторождений с высоким содержанием конденсата : отчет о НИР / СеверНИПИГаз; рук. Долгушин Н.В. Ухта, 2001. - 200 с.

22. Мановян А.К., Хачатурова Д.А., Лозин В.В. Лабораторная перегонка и ректификация нефтяных смесей. М.: Химия. 1984. - 240 с.

23. Инструкция по комплексному исследованию газоконденсатных пластов и скважин / под ред. Г.А.Зотова. М.: Недра, 1980. - 301 с.

24. Руководство по исследованию скважии / Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.Н., Ремизов В.В., Зотов Г.А. М.: Наука, 1995. - 523 с.

25. АБТМ 05134-92. Стандартный метод детального анализа нефти методом каппилярной газовой хроматографии. 120 с.

26. АБТМ 05307-92. Стандартный метод определения диапазона температурных пределов выкипания нефти газовой хроматографией. 88 с.

27. Нестабильные жидкие углеводороды. Методы определения компонентно-фракционного состава. М., 2003. - 48 с.

28. Газовые и газоконденсатные месторождения: справочник / В.Г.Васильев, И.П.Жабрев, М.С.Львов и др. М.: Недра, 1975. - 527 с.

29. Нормативно-методическая база по расчету и учету балансов при транспортировке конденсата и нефти по трубопроводным системам ОАО ГАЗПРОМ в Тюменской области : отчет о НИР / ТюменНИИГипроГаз, рук. Касперович А.Г. Тюмень,42001. -60 с.

30. Ресурсы нефти и газа Западной Сибири / Нестеров И.И., Ровнин Л.И., Салманов Ф.К., Эрвье Ю.Г. // Геология нефти и газа, 1971. №5. - С. 7 - 15.

31. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа: учеб. пособие для вузов. М.: Химия, 1999. - 568 с.

32. Рыбак Б.М. Анализ нефти и нефтепродуктов. М.: Гостоптехиздат, 1962. - 343 с.

33. Жузе Т.П. Роль сжатых газов как растворителей. М.: Недра, 1981.- 165 с.

34. Саввина Я.Д., Великовский В.С. Влияние строения углеводородов на поведение их в бинарных системах с метаном // Изучение газоконденсатных месторождений / под ред. А.С.Великовского, В.Н.Раабена.-М.: Гостоптехиздат, 1962. С. 163 - 184.

35. Разработка технических решений по совершенствованию технологии промысловой подготовки и развитию схемы транспорта жидких углеводородов нижнемеловых и ачимовских залежей : отчет о НИР / ТюменНИИГипроГаз; рук. Касперович А.Г. -Тюмень, 2003. 112 с.

36. Долгушин Н.В. Терминология и основные положения технологии газоконденсатиых исследований. Ухта, 2003. - 175 с.

37. ГОСТ 13379-82. Нефть. Метод определения содержания углеводородов Ci-Cg.-Взамен ГОСТ 13379-77; введ. 01-07-83. -М.: Изд-во стандартов, 1982. 11 с.

38. Методика выполнения измерений массовой доли легких углеводородов Ci -С$ в дегазированном конденсате : МВИ 12897202.01.99. -М.: ВНИИГАЗ, 1999. 12 с.

39. Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений : ВНТП-3 85. -М.: Недра, 1985. - 146 с.

40. Нормы технологического проектирования объектов газодобывающего предприятия и станций подземного хранения газа: ВНТП 01 - 81. - Саратов : ВНИПИГАЗдобыча, 1981.-121 с.

41. Общесоюзные нормы технологического проектирования газоперерабатывающих заводов : ОНТП-1 86/51-1-86. М.: Недра, 1986. - 116 с.

42. ОСТ 51.40-93. Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые ио магистральным газопроводам. М.: ВНИИГАЗ, 1993 — 8 с.

43. ТУ 0271-002-05751745-2003. Конденсат газовый нестабильный в смеси с попутной нефтью. Уренгойгазпром, 2003. - 10 с.

44. ASTM Standard Method. Simulated Distillation D- 2887, part 24. 1978. - 777 p.

45. Высокоэффективная газовая хроматография / пер. с англ.; под ред. К. Хайвера. -М. :Мир, 1993.-288 с.

46. Исследование природных газоконденсатиых систем / Н.В. Долгушин, Ю.М. Корчажкин, В.Г. Подюк, Д.З. Сагитова. Ухта, 1997. - 179 с.

47. Регламент составления проектных документов по разработке газовых и газоконденсатиых месторождений. М : ВНИИГАЗ, 1999. - 88 с.

48. Подготовка нормативных и регламентирующих документов по разработке газовых и газоконденсатных месторождений : результаты НИР. Р.1.З.П.8. М., ВНИИГАЗ; рук. Фриман Ю.М., 2001. - 136 с.

49. Лебенкова И.В, Лебенков Н.М. Опыт эксплуатации хроматографических комплексов НТФ «БАКС» на Ямбургском газоконденсатном месторождении // НТС.

50. Сер.: Газификация, природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. М.: ИРЦ Газпром, 2003. - №1. - С.27 - 37.

51. Разработка нефтегазоконденсатных месторождений прикаспийской впадины / иод ред. В.Ф. Перепеличенко. М.: Недра, 1994. - 364 с.

52. Перепеличенко В.Ф. Компонентоотдача нефтегазоконденсатных залежей. М.: Недра, 1990. - 272 с.

53. Подсчет запасов газа и конденсата по неокомским пластам Ямбургского месторождения Ямало-Ненецкого национального округа Тюменской области по состоянию на 01.07.1985. Главтюменгеология, 1985. - 173 с.

54. Проект разработки нижнемеловых отложений Ямбургского месторождения. / ВНИИГАЗ, ТюменНИИГипроГаз. М., 1986. - 137 с.

55. Коррективы и дополнения к коррективам проекта разработки нижнемеловых отложений Ямбургского месторождения / ТюменНИИГипроГаз. Тюмень, 1998.-122 с.

56. Геологический отчет ООО "Ямбурггаздобыча". Новый Уренгой, 2004. - 220 с.

57. Обоснование потенциального содержания конденсата в пластовом газе и коэффициентов извлечения при разработке газоконденсатных залежей Ямбургского месторождения : отчет о НИР / ТюменНИИГипроГаз. Тюмень, 1993. - 104 с.

58. Пыхачев Г.Б. Подземная гидравлика. М.: Недра, 1961. - 356 с.

59. Самарский A.A. Теория разностных схем. М.: Наука, 1977. - 114 с.

60. Самарский A.A., Попов Ю.П. Разностные методы газовой динамики. М.: Недра, 1975.- 133 с.

61. Оптимизация темпов разработки газовых месторождений с учетом ресурсосбережения / Тышляр И.С., Маргулов А.Р., Ставкин Г.П. и др. М.: Недра, 1994.-237 с.

62. Гордеев В.Н., Гацолаев A.C. Анализ перетоков газа между зонами отборов для месторождения Медвежье //Труды ученых и специалистов, посвященные 25-летию ДП Надымгазпром. М.: ИРЦ Газпром, 1996. -С. 7-9.

63. Проблемы исследования скважин и разработки Ямбургского месторождения / Немировский И.С., Ермилов О.М., Березняков А.И. и др. М.: ВНИИЭгазиром, 1990. -40 с.

64. Методические указания по созданию постоянно действующих', геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. (Ч. 2. Фильтрационные модели). -М.: ВНИИОЭНГ, 2003. - 228 с.

65. Лебенков Н.М., Балюк И.В. Некоторые вопросы эксплуатации нижнемеловых залежей Ямбургского газоконденсатного месторождения на истощение. -М.: ИРЦ

66. Газпром // IITC. Сер. : Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М. : ИРЦ Газпром, 1999. - №6. - С.34 - 41.

67. Шиняев С.Д., Сулейманов Р.Х., Балюк И.В., Зиазов Р.Н., Ерохин В.М., Воронин В.И. Конденсат, поступающий на УКПГ-1С Заполярного НГКМ // Газовая промышленность. 2003. - №1. - С.бб - 68.

68. Лебенкова И.В., Истомин В.А. Особенности подготовки газа на УКПГ-1С Заполярного месторождения // НТС. Сер. : Газификация, природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. М. : ИРЦ Газпром, 2003. - №1. - 60 с.

69. Проект разработки сеноманской залежи Заполярного месторождения : отчет по теме 201.71.06. / ВНИИГАЗ, рук. Островская Т.Д. М., 1983. - 148 с.

70. Смирнов Ю.С. Применение деэмульгаторов для подготовки нефти на промыслах. -М. : ВНИИОЭГН, 1987.-43 с.

71. Исследования на газоконденсатность и вопросы гликолевой осушки газа на месторождении Медвежье / К.Г.Галеева., Л.М. Гухман, В.В.Шевцов., ЮЛ.Бобров.// Сер. : Переработка газа и газ. конденсата. М. : ВНИИЭГазпром, 1974. - № 4. - С.З - 11.

72. Каталог физико-химических и структурно-хроматографических характеристик нефтей и конденсатов Западной Сибири. М. : ВНИИГАЗ, 1995. - 86 с.

73. Гухман J1.M. Подготовка газа северных газовых месторождений к дальнему транспорту. JI.: Недра, 1980. 120 с.

74. Данилов A.M. Присадки и добавки. Улучшение экологических характеристик нефтяных топлив. М.: Химия, 1996.-232 с.

75. Коррективы по проекту разработки сеноманской залежи Заполярного месторождения. ТюменНИИГипроГаз, 2000. - 137 с.

76. Исследования на газоконденсатность и вопросы гликолевой осушки газа на месторождении Медвежье. / К.Г. Галеева., JI.M. Гухман, В.В. Шевцов, Ю.Я. Бобров. ПТС. Сер.: Переработка газа и газ. конденсата. М.: ВНИИЭГазпром, 1974. - № 4. -С.З- 11.

77. Андреев О.П., Лебенкова И.В., Истомин В.А. Подготовка газа на УКПГ-1С Заполярного месторождения // Газовая промышленность. 2004.- №2. - С.44 - 46. *

78. Басарыгин М.Ю., Ивановский Н.Н. К вопросу использования центрифуг для подготовки к транспорту эмульгированного газового конденсата//Газовая промышленность. 2003.- №5. - 70 с.

79. H.Higashiuchi and Yujiro Sakuragi. Measurement and correlation of liquid- liquid equilibria of binary and ternary systems containing methanol and hydrocarbons.(Japan) // -Fluid phase equilibria. 1987. - v.36. - pp. 35 - 47.

80. Skrzecz A. Critical evaluation of solubility data in binary systems formed by methanol with n-hydrocarbons // Thermochimica Acta, -1991. v. 182. - p.l23 - 131.

81. Brunner E. Fluid mixtures at high pressures // J.Chem.Thermodynamics.- 1985. v. 17. - pp. 985 - 994.

82. Becker P.J. and Deiters U. K. Liquid- liquid phase equilibria in the methanol + 2, 2, 4 -trimethylpentane and methanol + methylcyclopentane systems at pressures from 5 to 120 MPa // J.Chem. Eng. 1990. - v. 35, pp. 449 - 453.

83. Ott J.B., Holscher I. F., and Schneider G.M. (Liquid + liquid) phase equilibria in (methanol + hetane) and (methanol + octane) at pressures from 0.1 to 150 MPa // J.Chem. Thermodyn. 1986, - v. 18. - p. 815 - 826.

84. Brunner E. Fluid mixtures at high pressures. Phase separation and critical phenomena of 10 binary mixtures of (a gas + methanol) // J.Chem. Thermodynamics. 1985. - v. 17. {-293 p.

85. Ключева Э.С., Бобылева A.A. Исследование физико-химического состава углеводородного конденсата Ямбургского ГКМ и растворимости его в воде // Сер.: Фазовые равновесия в системах метанол вода - углеводороды.-М.: ВНИИЭгазпром, 1989.-69 с.

86. Скрипка В.Г. Некоторые особенности фазового поведения систем углеводород-вода при повышенных температурах и давлениях // Сер.: Фазовые равновесия в системах метанол вода - углеводороды - М.: ВНИИЭгазпром, 1976. - 13 с.

87. Лотгер Ю.Г, Ашмян К.Д, Скрипка В.Г. Объемное поведение сосуществующих фаз системы н.декан-вода при температуре 275°С // Сер.: Фазовые равновесия в системах метанол вода - углеводороды .- М.: ВНИИЭгазпром, 1976. - 9 с.

88. Миргород Ю.А.Растворимость пропилбензола и гексана в воде в зависимости от температуры // Журнал физической химии. 2002. - т.76. - №10. - С. 1776 - 1779.

89. Tsonopoulos С. Thermodynamic analysis of the mutual solubilities of normal alcanes and water// J.Fluid phase equilibria. 1999. - v. 156. - p.p. 21-33.

90. Noda K., Sato K., Nagatsuka K. and Ishida K. Ternary liquid- liquid equilibria for the systems of aqueous methanol solutions and propane or n-butane //J. Chem. Eng. Japan.- 1975. v.8. - № 6. -p.p. 492 - 493.

91. Кулиев A.M., Расулов A.M.,.Агаева С.М,.Лунина. Т.Н. Исследование!взаимной; растворимости в системе бензин метанол - вода // Сер.: Фазовые равновесия в системах метанол - вода - углеводороды - М.: ВНИИЭгазпром, 1973. - 9 с.

92. Буданцева Л.С., Лестева Т.М., Немцов М.С. Равновесия жидкость жидкость всистемах метанол вода - парафиновые углеводороды С7, С8 // Сер.: ФазовыеJравновесия в системах метанол вода - углеводороды. - М.: ВНИИЭгазпром, 1976. -13 с.

93. Коган В.Б., Дейзепрот И.В. и др. Растворимость в системах, состоящих из метанола, воды и нормальных парафиновых углеводородов // Прикладная химия. -1956. №23.-С.1387- 1392.

94. Кулиев A.M., Расулов A.M., Лунина Т.Н и др. Исследование фазового равновесия в системе вода-метиловый спирт-газовый конденсат // Журнал физической химии -1976.-№3.-258 с.

95. Расулов A.M. и др. Разработка новых технологических процессов промысловой обработки сложных газоконденсатных систем // Журнал физической химии 1973. -№1.-244 с.

96. Разработка математических моделей фазового равновесия для совершенствования технологии подготовки газа, применительно к условиям газовых и газоконденсатных месторождений севера Тюменской области : отчет по НИР. М.: ВНТИЦентр, 1989.-41 с.

97. Матвиенко В.Г., Ярым-Агаев Н.Л., Фоменко Е.Г. Эффект предрасслаивания в системе пропан метанол. Химия и применение неводных растворов, т.2: тез.докл. 2-ой Всес. конф. (Харьков, 3-5 октября, 1989 г.) - Харьков, 1990. - 181 с.

98. Тривус H.A., Джавадов А.Д. Экспериментальное исследование взаимного растворения метанола и углеводородного конденсата // Сер.: Разработка и эксплуатация газовых месторождений.-М.: ВНИИЭгазпром, 1970. №9. - С.10 - 15.

99. Истомин В. А. и др. Борьба с гидратообразованием в промысловых продуктопроводах. М.: ИРЦ Газпром, 1990. 66 с. ?

100. Капустин Ю.А, Попов И.Л, Сотник С.А. Растворимость водных растворов метанола в н-гексане, пропане и ШФЛУ // Сер.: Подготовка и переработка газа и. газового конденсата. М., ВНИИЭГАЗПРОМ, 1990. - 61 с.

101. Влияние солей на взаимную растворимость системы газовый конденсат-метанол-вода/Кулиев A.M., Расулов А.М, Лунина Т.Н., Заманова Н.З.//Газовая промышленность. 1977. - №9. - С. 60 - 64.

102. Справочник по растворимости Dechema 1978. - v.5. - part 1. - pp.414,470.

103. Коган В.Б., Фридман В.М., Кафаров В.В. Справочник по растворимости, т.1, кн.2 бинарные системы. М.-Л., 1962,, с.4559 - 4560, с. 4571.

104. Holscher J.F., Schneider G.M. and Ott J.B. Liquid liquid phase equilibria of binary mixtures of methanol with hexane, nonane and decane at pressures up to 150 mPa //J.Fluid phase equilibria.-1986. - v.27. - p.p. 153 - 169.

105. Уэйлес С. Фазовые равновесия в химической технологии: в 2-х ч. 4.2 / Пер. с англ. М.: Мир, 1989.-360 с.

106. Уэйлес С. Фазовые равновесия в химической технологии: в 2-х ч. 4.1/ Пер. с англ. -М. :Мир, 1989.-304 с.

107. Жданова Н.В., Халиф A.JI. Осушка углеводородных газов. М.: Химия, 1984. -192 с.

108. Инструкция по расчету оптимального расхода ингибиторов гидратообразования. М.: ВНИИГАЗ, 1987.-72 с.

109. Holder G.D., Katz D.L., Hand J.N. Hydrate formation in subsurface envoronment // The* Amer. Association of Petroleum, Geologists Bulletin (AAPG Bull.). 1976. v.60. - №6.-pp.381 -394.f

110. Verma V.K., Hand J.N, Katz D.L., Holder G.D. Denudding hydrocarbon liquids of natural gas constituents by hydrate formation // J.Petrol. Technol. 1975. -v.27. -pp. 223226.

111. Ng H.J., Robinson D.B. The measurementt and prediction of hydrate formation in liquid hydrocarbon water system // Ind Eng.Chem. Fundam. - 1976. -v. 15. - №4.- pp. 293 - 298.

112. Бухгалтер Э.Б. Метанол и его использование в газовой промышленности. М. : Недра, 1986.- 136 с.

113. Алисивич JT.M., Молий А.Я. Качественная характеристика газоконденсатной смеси Вуктыльского местрождения // Сер.: Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М.: ВНИИЭгазпром, 1979. Вып.4. - 10 с.

114. Расулов A.M., Лунина Т.П. Фазовое состояние системы: углеводородный конденсат метанол - пластовая вода в условиях промысловой обработкигаза // Сер.: Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М.: ВНИИЭгазпром, 1987. - 38 с.

115. Кригман J1.E., Дубинский В.М., Воробьева B.C. Растворимость метанола в нестабильном газовом конденсате Оренбургского месторождения // Сер.: Подготовка и переработка газа и газового конденсата. - М.: ВНИИЭгазпром, 1979. - 55 с.

116. Взаимная растворимость конденсата и метанола в присутствии воды / Золотарев И.Л., Зыбинов И.И. и др. // Газовая промышленность. 1980. - №6. - 102 с.

117. Lam D. and Luks К. Multiphase equilibrium behavior of the mixture ethane + methanol + 1-decanol //J. chem. Eng.Data, 1991. v.36. - p.p. 307 - 311.

118. Огородников C.K., Лестева T.M., Коган В.Б. Азеотропные смеси : справочник. -Л.: Химия, 1971.- 1406 с.

119. Kontogeorgis G.M., Yakoumis I.V. Multicomponent phase equilibrium calculations for water methanol - alkane mixtures // J.Fluid phase equilibria. -1999. - v. 158 - 160. - p.p. 201-209.

120. Nagata I., Nakajima J. Modification of the NRTL model for ternary and quaternary liquid liquid equilibria calculations // J.Fluid phase equilibria. - 1991. - v.70. - p.p. 275 -292.

121. Voutsas E.C., Yakoumis I.V., Tassios D.P. Prediction of phase equilibria in water / alcohl/ alkane systems // J.Fluid phase equilibria. 1999. - v.158 - 160. - p.p. 151 - 163.

122. Raal D., Code R. and Best D. Examination of ethanol n-heptane, methanol - n-hexane systems using vapor-liquid equilibrium still // J.chem. Eng.Canada. -1972. - v. 17. - №2. -p.p. 211 -216.

123. Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. -М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. С. 673 - 685.

124. Andreev О.Р., Arabsky А.К., Lebenkova I.V., Istomin V.A. «Gas Conditioning oni

125. Zapolyarnoye Gas Field: Operating Problems at Initial Stage of Development». IGR, 2004, 15 november, Vankuver, p. 47 51.

126. Фролов Е.Ф. Оценка точности основных геолого-промысловых параметров при t, подсчете запасов нефти и газа. М.: Недра, 1974. - 334 с.