Методология изучения газоконденсатной характеристики нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности

Долгушин, Николай Васильевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Методология изучения газоконденсатной характеристики нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Методология изучения газоконденсатной характеристики нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности"

ДОЛГУШИН НИКОЛАЙ ВАСИЛЬЕВИЧ

МЕТОДОЛОГИЯ ИЗУЧЕНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ

НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ КОНДЕНСАТА И БОЛЬШИМ ЭТАЖОМ ГАЗОНОСНОСТИ

Специальность 25 00 17 Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

003065723

ДОЛГУШИН НИКОЛАЙ ВАСИЛЬЕВИЧ

МЕТОДОЛОГИЯ ИЗУЧЕНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ

НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ КОНДЕНСАТА И БОЛЬШИМ ЭТАЖОМ ГАЗОНОСНОСТИ

Специальность 25 00 17 Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Работа выполнена в филиале ООО "ВНИИГАЗ" - "Севернипигаз'

Iм

Научный консультант

доктор технических наук, профессор Тер-Саркисов Р М

Официальные оппоненты

доктор технических наук, профессор Басниев К С

доктор технических наук, профессор Брусиловский А И

доктор технических наук, профессор Рузин Л М

Ведущая организация

ООО "ТюменНИИгипрогаз'

Iм

Защита диссертации состоится 18 октября 2007 г в 15 часов на заседании диссертационного совета Д 212 291 01 при Ухтинском государственном техническом университете по адресу 169300, г Ухта, ул Первомайская, 13

С диссертацией можно ознакомиться у ученого секретаря диссертационного совета Ухтинского государственного технического университета

Автореферат разослан 30 августа 2007 г

Ученый секретарь

диссертационного совета н М Уляшева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы Современное состояние и тенденции развития ресурсной базы природного газа России и ОАО "Газпром" характеризуются ростом доли разрабатываемых запасов, приходящихся на глубокозалегающие нефтегазоконден-сатные и газоконденсатные залежи с высоким содержанием конденсата В основных газодобывающих районах запасы на небольших глубинах в большей степени уже освоены Перспективы развития газовой отрасли в этих районах связаны в основном с разведкой и разработкой глубокозалегающих залежей, а в ближайшей перспективе - с разработкой месторождений на шельфе России и в новых удаленных и труднодоступных районах Но и здесь со временем необходимо будет переходить к освоению глубокозалегающих залежей, что будет являться долговременным стратегическим направлением развития газовой отрасли

На смену достаточно простым неглубоким месторождениям все в большей степени приходят глубокозалегающие сложнопостроенные с высокими пластовыми давлениями и температурами и сложным составом пластовых флюидов Поэтому требуется получение достоверной и полной информации о сложных пластовых газо-конденсатных системах, их промыслово-геологических и геохимических характеристиках Важнейшей задачей изучения систем является прогнозирование их термодинамического поведения при разработке Особое значение приобретают исследования газоконденсатной характеристики (ГКХ) залежей, они становятся одним из основных направлений информационного сопровождения разработки и эксплуатации таких залежей

В конце 1960-х - начале 1970-х годов на начальной стадии освоения газоконденсатной залежи применявшиеся методы и технологии были основаны на опыте исследования газоконденсатных систем с содержанием конденсата в пластовом газе до 100-150 г/м3 Необходимо отметить большую положительную роль этих разработок, послуживших основанием для дальнейшего развития новых методов исследований месторождений углеводородов Они обеспечили надежные и достоверные результаты изучения пластовых систем, что позволяло прогнозировать их фазовое поведение в процессе разработки месторождений

методов и технологии их изучения Речь идет о создании нового методологического фундамента в области газоконденсатных исследований Вуктыльского и других месторождений подобного типа, открытых позже (Астраханское, залежи ачимовской свиты месторождений Западной Сибири и т д) Такая необходимость обусловлена следующими причинами Во-первых, научно-методическое и технико-технологическое обеспечение не отвечали значительно усложнившимся требованиям рассматриваемых месторождений, поэтому большой процент промысловых исследований выполнялся с недопустимо большими погрешностями Во-вторых, газо-конденсатные исследования (ГКИ) проводились по очень ограниченному числу скважин (три-пять в год), а результаты их использовались для планирования и учета добычи конденсата по 170 скважинам, очень сильно отличающимся по геолого-промысловым характеристикам (по положению газоотдающих интервалов, по глубине и т д) Бездоказательно принималось, что во все скважины поступает только пла-стовый газ В-третьих, часть скважин имела индивидуальные закономерности изменения качественной и количественной характеристик добываемой продукции в связи с поступлением пластовых жидких флюидов (сырой ретроградный конденсат, сопутствующие нефти) К 1985 г количество скважин с жидкостными притоками составляло около 50 Значения ГКХ таких скважин существенно отличались от прогнозных

По этим причинам складывалось крайне неудовлетворительное положение с планированием и учетом добычи конденсата Опыт первых газоконденсатных исследований показал, что необходимо принимать во внимание особенности фазового поведения и условий фильтрации с учетом специфики крупных глубокозалегающих нефтегазоконденсатных месторождений (высокое содержание конденсата в пластовом газе, большой этаж газоносности, резко выраженная неоднородность коллекторов) и дифференцированное распределение содержания конденсата в пластовом газе по этажу газоносности Критический анализ сложившейся ситуации позволил прийти к пониманию того, что с помощью традиционного методологического подхода достичь эффективного решения проблем изучения ГКХ нельзя И решать многие проблемы пришлось уже в процессе разработки Вуктыльского нефтегазоконденсат-ного месторождения (НГКМ) Но самый главный барьер на пути повышения эффективности изучения ГКХ сложных месторождений типа Вуктыльского - это отсутствие четко сформулированной методологической концепции, позволяющей координировать деятельность по выбору направлений развития нормативно-методического и технико-технологического обеспечения, организации исследовательских работ по

изучению ГКХ и мониторинга добычи конденсата, сопутствующих нефтей и пластовых вод

Одним из главных направлений повышения эффективности разработки месторождений является также применение постоянно действующих геолого-технологических компьютерных моделей разработки залежей Но надежность этих моделей обеспечивается только при наличии полной и достоверной исходной информации В настоящее время имеются программные комплексы, способные на достаточно высоком уровне осуществлять прогнозное моделирование разработки залежей Для этих целей требуется подготовка надежной информационной базы, в основу которой должны быть положены результаты комплексных фундаментальных термогидродинамических исследований газоконденсатных систем крупных нефтега-зоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата Методы и технологии этих исследований должны быть разработаны на основе новой методологической базы и практического опыта исследований рассматриваемых месторождений Одним из приоритетных направлений современной прикладной науки является изучение фазового поведения сложных углеводородных систем на установках р\/Т

Решению указанных проблем на основании системного подхода и опыта исследований Вукгыльского, Печорогородского и Западно-Соплесского месторождений посвящена эта работа

Цель работы Создание и внедрение научных основ термогидродинамических исследований газоконденсатных систем крупных нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности

Основные задачи исследований

1 Разработать методологические основы изучения ГКХ нефтегазоконденсатных залежей с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности

2 Разработать научно-методическое, технико-технологическое обеспечение изучения ГКХ скважин и залежей в процессе разведки, разработки на режиме истощения и в процессе промышленной реализации технологии повышения конденсато-отдачи на Вукгыльском НГКМ

3 Изучить закономерности изменения ГКХ по разрезу залежи Вуктыльского НГКМ в начальных условиях и в процессе разработки

4 Изучить закономерности фазового поведения пластового газа и фильтрационных процессов пластовых флюидов в ходе разработки залежей на основе газоконденсатных исследований

Научная новизна

1 Создана нормативно-методическая база методологии изучения ГКХ, прогнозирования и мониторинга добычи углеводородного сырья для нефтегазоконденсат-ных залежей с высоким содержанием конденсата в пластовом газе и большим этажом газоносности

2 Выполненные автором исследования развивают научные основы методического и технико-технологического обеспечения газоконденсатных исследований

• промысловых, экспериментальных (р\/Т) и геохимических,

• обработки и интерпретации результатов исследований,

• создания рациональных систем контроля ГКХ и эффективных комплексов исследовательских работ,

• прогнозирования и учета добычи углеводородного сырья

3 На основании промысловых и экспериментальных исследований впервые установлены закономерности изменения содержания конденсата в пластовом газе по разрезу залежи и в процессе разработки

4 Разработана двухфакторная конденсатопромысловая модель, позволившая создать новое методическое обеспечение прогнозирования и учета добываемой продукции и дифференцированного распределения запасов конденсата по разрезу залежи

5 Впервые в отечественной практике получены научно обоснованные и достоверные результаты по обоснованию фундаментальных закономерностей фазового поведения и процессов фильтрации пластовых флюидов в условиях реальных неф-тегазоконденсатных залежей с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности, имеющие чрезвычайно большое значение для теории и практики разработки газоконденсатных месторождений

Основные защищаемые положения

1 Методология изучения ГКХ и мониторинга добычи углеводородного сырья для нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности

2 Теоретическое, научно-методическое и технико-технологическое обоснование промысловых, экспериментальных и геохимических исследований, обработки и интерпретации результатов исследовательских работ, планирования и мониторинга добычи углеводородного сырья

3 Фундаментальные эмпирические закономерности и новые знания о фазовом

поведении пластовых флюидов и фильтрации их в реальных условиях конкретных месторождений

Практическая значимость работы и внедрение результатов исследований

Выполненная работа решает важнейшую научно-практическую проблему повышения эффективности разработки наиболее сложных по углеводородному составу и про-мыслово-геохимическим условиям залегания нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности за счет повышения точности и достоверности газоконденсатных исследований, прогнозирования и учета добычи пластовых флюидов

Разработаны и внедрены в практику изучения ГКХ и мониторинга добычи конденсата методики и технологии промысловых, экспериментальных и геохимических исследований на Вуктыльском, Печорогородском, Западно-Соплесском, Югидском, Печорокожвинском месторождениях ООО "Севергазпром", а также на ряде других месторождений ОАО "Газпром" Результаты этих исследований явились основой для нескольких методических руководств и инструкций, семи СТО ОАО "Газпром"

Результаты диссертационной работы использованы в подсчетах запасов и проектах разработки вышеназванных месторождений, технологических схемах эксплуатации Вуктыльского НГКМ в режиме хранилища-регулятора, в проектах эксплуатации опытных и промышленных полигонов Вуктыльского НГКМ и в других технологических документах по разработке и эксплуатации месторождений Тимано-Печорской провинции

Апробация работы Основные положения, вошедшие в диссертационную работу, докладывались на отраслевых совещаниях НТС и Комиссии по месторождениям и ПХГ ОАО "Газпром", заседаниях НТС ООО "Севергазпром", ученых советов ВНИИГАЗа и Севернипигаза, а также на российских и международных конференциях

В частности, результаты доложены и обсуждены на

• научно-технической конференции "Рациональная разработка газовых, газоконденсатных месторождений, пути повышения коэффициента конечной газоотдачи" (Ашхабад, 1989 г),

• Международной конференции "Разработка газоконденсатных месторождений" (Краснодар, 1990 г),

• Научно-техническом совете РАО "Газпром" "Обсуждение проблем повышения достоверности оценки запасов, полноты извлечения ресурсов газового конденсата на месторождениях РАО "Газпром" (Москва, 1997 г),

• Втором Международном симпозиуме "Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы их освоения" (Санкт-Петербург, 2000 г),

• Научно-техническом совете ОАО "Газпром" "Современное состояние и перспективы совершенствования методов подсчета запасов газа по данным истории разработки" (Москва, 2000 г),

• Научно-техническом совете ОАО "Газпром" "Пути совершенствования методики и организации исследований на конденсатность в ОАО "Газпром" (Москва, 2002 г),

• 12-м Европейском симпозиуме "Повышение нефтеотдачи пластов Освоение трудноизвлекаемых запасов" (Казань, 2003 г),

• Международной научной конференции "Современные проблемы нефтеотдачи пластов "Нефтеотдача-2003" (Москва, 2003 г),

• X координационном геологическом совещании ОАО "Газпром" (Сочи, 2004 г),

• Бюро научно-технического совета ОАО "Газпром" "О совершенствовании методологии исследования на газоконденсатность и изменении состава и свойств добываемого конденсата во времени" (Москва, 2006 г)

Публикации Основные результаты диссертации отражены в 97 опубликованных работах, в том числе двух патентах, одном свидетельстве на полезную модель и двух монографиях Восемь работ помещены в изданиях, предусмотренных ВАК РФ для опубликования основных результатов докторских диссертаций Наиболее значимые из опубликованных работ приведены в автореферате

Работа выполнена автором в отделе комплексных исследований газоконден-сатных и нефтяных месторождений филиала ООО "ВНИИГАЗ" - "Севернипигаз"

Структура и объем работы Диссертация состоит из введения, 9 глав, заключения, содержит 400 страниц текста, в том числе 45 таблиц, 115 рисунков Список литературы включает 236 наименований

Благодарности Автор благодарен коллективам филиала ООО "ВНИИГАЗ"-"Севернипигаз" и ООО "ВНИИГАЗ" за всестороннюю поддержку работы

Автор особо признателен своему учителю доктору технических наук профессору Тер-Саркисову Р М за большую помощь в процессе совместной работы по решению проблем, рассматриваемых в диссертации

Автор выражает благодарность за помощь в подготовке и оформлении диссертации Мироновой Т В , Корненковой М В , за поддержку и внимание при работе над диссертацией - Гурленову Е М , Гужову Н А , Иванову В В , Ермаку В И , Мордвинову А А , Назарову А В , Николаеву В А , Цхадая Н Д , Шелемею С В

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность работы, формулируется ее цель, перечисляются основные задачи исследований, характеризуются научная новизна и практическая значимость решения поставленных задач, приводятся сведения о промышленном внедрении полученных результатов и апробации работы

Глава 1 Анализ современного состояния проблемы изучения газоконденсатной характеристики нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата в пластовом газе и большим этажом газоносности

Дается общая характеристика современного состояния проблемы изучения ГКХ рассматриваемых месторождений Проанализированы работы разных лет 3 С Алиева, К С Басниева, А И Брусиловского, С С Гацулаева, А И Гриценко, Г Р Гуревича, Н А Гужова, Н Н Дурицкого, В Н Желтовского, Г И Задоры, С Н За-кирова, Г А Зотова, К Б Ильковского, Н И Кожевникова, Ю П Коротаева, Ю М Кор-чажкина, АХ Мирзаджанзаде, ВЕ Мискевича, В А Николаева, ТД Островской, Г В Рассохина, Г Р Рейтенбаха, Г С Степановой, Р М Тер-Саркисова, Н Н Трегуб, АХ Умарова, О Ф Худякова, Ю Г Чашкина, А И Ширковского, В В Юшкина Анализ этих работ в сочетании с накопленным автором опытом и результатами его исследований позволил обосновать следующие положения

1 Сложность, масштабность и многогранность исследовательских работ по изучению рассматриваемых месторождений позволили сделать вывод о недостаточном уровне точности и достоверности изучения основных параметров газокон-денсатных систем по традиционной методологии, базирующейся на опыте и результатах исследований, выполненных ранее различными авторами

2 На основании опыта исследований Вукгыльского НГКМ автором сделан вывод, что традиционные нормативно-методическое обеспечение и технико-технологическое оснащение, организация и управление исследовательскими работами по изучению ГКХ не отвечают специфическим особенностям рассматриваемых месторождений

3 Необходима разработка новой методологии изучения основных параметров газоконденсатных систем крупных нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата в пластовом газе и большим этажом газоносности, основанной на

- системном подходе и системном анализе,

- использовании наукоемких и высокотехнологичных систем информационного

обеспечения,

- научно обоснованном планировании и системной организации исследовательских работ и оперативном управлении ими

Глава 2 В настоящей главе рассмотрено обоснование новой методологии изучения газоконденсатной характеристики крупных нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности

Многолетние исследования автора и полученные им результаты позволили установить, что применение единого подхода, единой методологии, предназначенной для месторождений различной степени сложности по углеводородному составу и геолого-промысловым условиям, для крупных нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности приводит к снижению объективности и достоверности получаемой информации, так как существующие методики и технологии разработаны на основании опыта исследований простых по геолого-промысловым и геохимическим условиям неглубоких пластовых месторождений с низким содержанием конденсата и небольшим этажом газоносности

Результаты газоконденсатных исследований являются эмпирическим базисом многих научных дисциплин разведочной и промысловой геофизики, геохимии, теории и технологии разработки газоконденсатных месторождений и т д Но, с другой стороны, являясь научной основой теоретического обеспечения этих дисциплин, сама геоинформационная технология изучения ГКХ продолжает оставаться инженерной дисциплиной На первых этапах освоения газоконденсатных месторождений усилия специалистов в основном были направлены на выработку практических рекомендаций И пока эти рекомендации можно было получать при существующем нормативно-методическом и технологическом обеспечении, теоретическая и методологическая работа отодвигалась на второй план Однако с выходом на сложные глубокозалегающие месторождения с высоким содержанием конденсата стала очевидной необходимость углубления исследований поведения газоконденсатных смесей в направлении создания новой методологической концепции изучения месторождений этого типа Это, прежде всего, создание новых методических основ и технических средств, которые бы позволили получать широкий спектр знаний о закономерностях фазового поведения и фильтрации газоконденсатных систем в условиях дифференцированного содержания конденсата по продуктивному разрезу пласта с большим этажом газоносности, дополнительного поступления пластовых жидких флюидов Опыт исследований таких месторождений показал, что изучение их ГКХ представляет комплексную науку, а не конгломерат сведений из различных областей

знаний Поэтому автором обосновано положение о придании статуса научной дисциплины газоконденсатным исследованиям по изучению ГКХ и необходимости разработки новой методологии, обладающей научно обоснованным теоретическим, нормативно-методическим и технико-технологическим базисом

Под методологией изучения ГКХ будем понимать совокупность исходных положений, принципов и правил при изучении залежей и происходящих в них процессов, комплексы методов и методик, технологий и техники исследовательских работ, организацию и управление ими в процессе разведки и разработки месторождений

Главный вывод, сделанный автором из практики освоения глубокозалегающих нефтегазоконденсатных залежей с высоким содержанием конденсата в пластовом газе, заключается в том, что необходим коренной пересмотр проблемы изучения ГКХ рассматриваемых залежей Основой его должен служить подход к залежам как к большим и сложным иерархически организованным геолого-техническим системам (ГТС) Необходимо особо обратить внимание на принципиально важный вывод о том, что следует изучать не только пластовую газоконденсатную систему, но и всю совокупность пластовых флюидов, содержащихся в объеме залежи выпавшего в пласте (ретроградного) конденсата, сопутствующих нефтей, пластовых и конденсационных вод

Основные положения системного подхода для решения задач изучения ГКХ автором были обоснованы в начале 1980-х годов для разработки информационных технологий изучения ГКХ месторождений Тимано-Печорской провинции Это позволило не только выйти из кризисного состояния, но и прийти к такому уровню информационного обеспечения, который сделал возможным эффективный контроль процессов фазового поведения пластового газа и фильтрации пластовых флюидов в пласте и при-скважинных зонах, надежный и достоверный контроль добычи конденсата и нефти по всему фонду скважин и залежи в целом сложнейших глубокозалегающих газоконден-сатных и нефтегазоконденсатно-нефтяных месторождений Тимано-Печорской провинции (Вуктыльское, Западно-Соплесское, Югидское, Печорокожвинское)

Автором также сделан вывод о необходимости разработки новой инструкции по газоконденсатным исследованиям на базе новой методологии изучения ГКХ, основанной на системном подходе и системном анализе

Глава 3 Посвящена обоснованию новой терминологической системы Изучение ГКХ глубокозалегающих нефтегазоконденсатных залежей с высоким содержанием конденсата показало, что возникли реальные и объективные предпосылки для решения многих новых задач Но на этом пути появилось серьезное пре-

пятствие в виде устаревшей понятийно-терминологической базы Вот почему среди широкого круга проблем ключевой является терминологическая проблема и ее решение

Формирование системы основных понятий и терминов газовой отрасли в настоящее время является одним из важнейших, но в то же время труднейших научных направлений Во-первых, понятия и термины должны однозначно и правильно отражать количественные и качественные характеристики пластовых флюидов и добываемой продукции и в то же время быть достаточно простыми и понятными для широкого круга специалистов научных и производственных предприятий Во-вторых, важно иметь не просто совокупность, а именно систему терминов и понятий, где каждому понятию отведено строго определенное место, только тогда появляется возможность упорядочивания знаний и создания научно обоснованной терминологической системы

Необходимо четкое разграничение систем понятий и терминов на базовые (исходные) и специализированные (производные) Базовые - это термины и понятия, единые для всех направлений производственной и научной деятельности по разведке и разработке месторождений, подготовке и переработке углеводородного сырья для законодательной, экономической и налоговой деятельности Специализированные - это понятийно-терминологические системы для отдельных дисциплин (разведки и разработки, подготовки и переработки и т д) Но разрабатываться они должны на основе единой базовой понятийно-терминологической системы

Автором на основании опыта исследований глубокозалегающих нефтегазокон-денсатных месторождений, детального анализа всех задач и системного подхода, создания целостного комплекса информационного обеспечения процессов разведки и разработки месторождений разработана научно обоснованная понятийно-терминологическая система, позволяющая достаточно полно и всесторонне охарактеризовать залежь, пластовый газ, конденсат и добываемую продукцию Эта система рекомендована к внедрению в газовой отрасли в качестве отраслевого стандарта Глава 4 Развитие технологий промысловых газоконденсатных исследований Получение достоверных результатов газоконденсатных исследований возможно только при правильном выборе технологии исследовательских работ и режима работы скважины

Изучение состояния проблемы выбора режима работы скважины при промысловых газоконденсатных исследованиях показало несмотря на то, что этому вопросу уделяется большое внимание, пока нет относительной ясности при выборе

параметров Результаты исследований изменяются в очень широких пределах, а по многим вопросам вообще имеют противоречивый характер Это приводит к тому, что значительная часть исследований выполняется с недопустимо большими погрешностями и не отвечает требованиям единства и точности измерений

В соответствии с действующей инструкцией считается, что достоверность газо-конденсатных исследований обеспечивается при следующих параметрах депрессия на пласт не более 10 % пластового давления, сепаратор работает с нагрузкой не более 90 % его паспортной производительности, скорость восходящего потока у башмака лифтовых труб свыше 4 м/с

Рассмотренные выше требования связаны с ограничениями режима исследований 1) условие поддержания скорости не ниже минимальной (при которой и выше которой обеспечивается установившийся вынос жидкой фазы из скважины) определяет нижнюю границу дебитов, 2) ограничения по депрессии и пропускной способности сепарационного оборудования - верхнюю границу дебитов

Следовательно, получение достоверной информации возможно только по ограниченному числу скважин, да и то в узком диапазоне дебитов и депрессий А по многим скважинам вообще невозможно выполнение всех требований выполнение одного влечет за собой нарушение другого Положение усугубляется тем обстоятельством, что в ряде работ сделаны выводы о том, что нарушение отдельных требований инструкции приводит к значительному искажению результатов ГКИ

На основании выполненных автором исследований было сделано следующее

1 Разработаны методики определения минимально необходимой скорости и прогнозирования изменения ее в процессе разработки Промысловые испытания их на месторождениях Тимано-Печорской провинции показали, что они обеспечивают точное и достоверное определение условий выноса конденсата и воды с забоя

2 На основании результатов исследований установлено

• для условий Вуктыльского НГКМ (р = 30 МПа) минимально необходимая скорость равна для конденсата 0,55 м/с, для воды 0,80 м/с,

• для условий Западно-Соплесского НГКМ минимально необходимая скорость равна для конденсата 0,70 м/с, для воды 0,95 м/с

Анализ литературных источников показал, что и в настоящее время, а тем более в 1970-е годы, не было однозначного мнения по вопросу влияния пористой среды, условий фильтрации и величины депрессии на достоверность газоконденсатных исследований, несмотря на многочисленные теоретические, экспериментальные и промысловые работы Поэтому автором была поставлена задача разработки науч-

но-методического и технико-технологического обеспечения для решения проблемы обоснования режимов исследований, обеспечивающих достоверное определение газоконденсатной характеристики скважин

На основании проведенных исследований по изучению влияния пористой среды, условий фильтрации и депрессии на достоверность газоконденсатных исследований автором получены следующие результаты

1 Разработана и внедрена в практику газоконденсатного контроля технология изучения влияния на достоверность ГКИ пористой среды и условий фильтрации пластового газа в пласте и прискважинной зоне, основанная на промысловых, экспериментальных и геохимических исследованиях скважин

2 Данные исследований на Вуктыльском и Западно-Соплесском НГКМ, полученные на основе разработанной технологии, позволили сделать следующие выводы

а) фазовое поведение пластовой газоконденсатной системы в свободном объеме камеры р\/Т идентично поведению ее в условиях продуктивного коллектора, следовательно, при ГКИ обеспечивается достоверное определение состава пластового газа и содержания в нем конденсата при соблюдении необходимых условий,

б) не происходит снижения содержания конденсата из-за выпадения в депрес-сионных воронках в диапазоне депрессий до 60 % от пластового давления, т е состав добываемого пластового газа не зависит от величины депрессии и условий фильтрации, потери конденсата происходят только от общего снижения давления в залежи

3 Краткий анализ литературных источников и результаты исследований автора показали, что современные представления о влиянии пористой среды, условий фильтрации и величины депрессии на достоверность ГКИ неоднозначны результаты исследований изменяются в широком интервале значений, а часто и вообще носят противоречивый характер Очевидно, что это связано не только со сложностью решаемых задач и невозможностью решения их при существующем методическом и технологическом обеспечении, но и с разнообразием и сложностью самих месторождений (геолого-геохимических условий, составов пластового газа и конденсата), т е результаты исследований будут носить индивидуальный характер для каждого месторождения Поэтому на данной стадии изученности вопроса в директивных и методических работах необходимо только очертить круг задач, подлежащих обязательному решению для обеспечения информативности исследований, обосновать методическое и технологическое их решение, а предельные значения параметров

режима должны устанавливаться индивидуально для скважин каждого месторождения

4 На основании комплексных газодинамических и газоконденсатных исследований Вуктыльского и Западно-Соплесского НГКМ установлено, что не происходит ухудшения продуктивности скважин, которое должно было бы происходить из-за накопления конденсата в прискважинной зоне и формирования конденсатных банок

5 Для фундаментального решения поставленных задач необходимо сосредоточить усилия на накоплении фактического материала по другим месторождениям с разными геохимическими и геолого-промысловыми условиями и на совершенствовании информационной базы для теоретического обоснования технологии разработки газоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата

Наиболее сложным и трудоемким звеном технологии изучения ГКХ являются промысловые исследования скважин Основной объем их выполняли исследовательские службы производственных предприятий, которые не в состоянии были обеспечить научно-методическое, технологическое и метрологическое совершенствование промысловых исследований Это привело к тому, что в настоящее время в действующих инструкциях используется научно-методическое и технологическое обоснование, созданное в 60-е годы прошлого века для месторождений с небольшим содержанием конденсата На основании большого объема промысловых и экспериментальных исследований автором доказано, что при переходе к исследованию глубокозалегающих залежей методики действующей инструкции и технико-технологическое оснащение оказались уже малопригодными, так как не обеспечивали необходимого уровня точности и достоверности промысловых исследований Это и являлось одной из основных причин получения ошибочных или низкого качества результатов ГКИ

Разнообразие исследуемых объектов (скважин и месторождений), задач ГКИ и технологического оборудования диктует необходимость использования большого числа технологий промысловых исследований, относящихся к категории сложных

За научно обоснованные методы и технологии промысловых исследований следует принимать такие, точность которых подтверждена прямыми измерениями эффективности работы оборудования специальными промысловыми и экспериментальными исследованиями Автором доказано, что в настоящее время для скважин с высоким содержанием конденсата обеспечивает необходимую точность только технология, основанная на промышленных отборах газа из скважины и сепарации всей добываемой продукции на исследовательских установках, оснащенных промышлен-

ными сепараторами с необходимой пропускной способностью Условия эффективности работы сепаратора и достоверного отбора проб исследовались методом зондирования поперечного сечения потока с помощью изокинетического зонда и малогабаритной сепарационной установки, специально разработанных для решения этой задачи

Технология промысловых газоконденсатных исследований с использованием промышленных сепараторов была научно обоснована путем изучения условий работы скважины и сепарационной установки на основании комплексных исследований, включающих в себя газоконденсатные, газодинамические и геофизические виды исследований Это позволило получать достоверную информацию о ГКХ скважин, хотя и с помощью достаточно трудозатратных технологий из-за необходимости использования громоздких и крупнотоннажных сепараторов Поэтому для решения задачи исследований разведочных скважин чрезвычайно остро встал вопрос мобильных се-парационных установок с минимально возможным объемом монтажных работ на устье, характеризующихся современным уровнем автоматизации удаления жидкой фазы из сепаратора, ввода ингибитора гидратообразования, сбора и обработки информации

После анализа существующих установок (отечественных и зарубежных) и испытания ряда их автор пришел к мнению о необходимости создания отечественной установки специально для исследований конденсата, учитывающей все специфические условия исследований разведочных скважин Такая установка была разработана на базе сепаратора фирмы ООО ПКФ "Марс" Опытный образец изготовлен и проходит промысловые испытания

Для эффективного контроля ГКХ глубокозалегающих нефтегазоконденсатных залежей с высоким содержанием конденсата необходимо значительное увеличение объемов промысловых исследований необходимо держать под контролем практически весь фонд добывающих скважин Выполнить такой объем промысловых исследований с использованием даже мобильных сепарационных установок невозможно по следующим причинам

1) трудоемкость работ и большие материальные, трудовые и финансовые затраты,

2) необходимость сжигать на факелах очень большие количества газа и конденсата

Совершенно очевидно, что единственный путь для значительного увеличения объема промысловых исследований добывающих скважин - это проведение их на исследовательском оборудовании, установленном на установках комплексной под-

готовки газа и конденсата (УКПГ) Принципиальная возможность газоконденсатных исследований на УКПГ появляется только при условиях стабильной работы шлейфов Следует отметить, что в период разработки технологии (1975-1980 гг) ни на одном месторождении СССР не был решен вопрос исследования на УКПГ скважин, имеющих шлейфы большой протяженности На многих месторождениях он не решен и в настоящее время

На основании большого объема промысловых и экспериментальных исследований в период 1975-1980 гг была доказана принципиальная возможность использования шлейфов большой протяженности для промысловых исследований скважин на УКПГ и научно обоснована технология этих исследований С 1980 г она была внедрена на Вуктыльском НГКМ, а затем и на других месторождениях Тимано-Печорской провинции

На основании 30-летнего опыта ГКИ Вуктыльского НГКМ установлено, что эффективный контроль ГКХ и надежный мониторинг добычи конденсата можно обеспечить только при использовании технологии промысловых газоконденсатных исследований на УКПГ Она не только отвечает требованиям инструкций и ГОСТов, но и обладает значительным преимуществом по сравнению с традиционными исследованиями на устьевых сепарационных установках Применение этой технологии обеспечивает

• исследование всего фонда скважин в течение всего периода разработки,

• исследование в широком диапазоне дебитов и депрессий,

• эффективное использование технологического оборудования и средств автоматического регулирования уровней конденсата и ввода ингибитора гидратообра-зования,

• резкое увеличение объемов исследовательских работ,

• снижение трудоемкости и затрат,

• выполнение требований по охране окружающей среды,

• исключение огромных потерь газа и конденсата на факелах появляется неограниченная возможность проведения специальных исследований, требующих длительной работы на режимах

Особую сложность промысловые газоконденсатные исследования приобретают при информационном обеспечении промышленной реализации на Вуктыльском НГКМ технологии повышения конденсатоотдачи, разработанной сотрудниками ВНИИГАЗа под руководством профессора Р М Тер-Саркисова

В связи с внедрением на Вуктыльском НГКМ технологии повышения конденса-

тоотдачи. основанной на эффекте испарения сырого ретроградного конденсата при прокачке "сухого" газа через истощенный пласт: особо важное значение приобретает проблема информационного обеспечения промысловых испытаний и оценки технологической эффективности внедряемой технологии.

Анализ существующих технологий газоконденсатных исследований показал, что традиционные технологии исследовательских работ, сбора, обработки и передачи информации не позволяют обеспечить эффективный контроль за качественной и количественной характеристиками добываемой продукции и процессами, происходящими в залежи

Для решения этой задачи была создана информационная технология, базирующаяся на технологии промысловых газоконденсатных исследований на УКПГ и автоматизированном информационно-измерительном газовом комплексе Первый проект был реализован на полигоне в районе УКПГ-1 (проект "Конденсат-3"). Он включал в себя 15 нагнетательных и 22 добывающие скважины. Исследования проводились на семи исследовательских линиях: шесть замерных линий работали без охлаждения продукции, а на седьмой впервые в отечественной практике газоконденсатных исследований было предусмотрено охлаждение добываемой продукции с помощью волнового детандера. Структурная схема газоизмерительного комплекса приведена на рис. 1. Технологическая схема промысловых исследований с охлаждением

На закачку

Контроллер МОИСЖЦ

научный центр е оопэати термодинамики и физики пласта (ЕНИКГАЗ. Москва)

АРМ отдала ям*лпексных •иссгч ад с ваннй гаааконд еяа5тмы: и чпфтяны*.

АРМ прОГИ Ы СЛ ОРЫ X

испытаний методов повышиннн кондемсятоотд ачт1 [Саеалнип^гат.

давления - Каоэль

АРМ п рои эводотвен нр-диспетчерской слу+йь ЗГПУ (йуктил)

Рис. 1. Структурная схема системы контроля расхода и состава газовых потоков на промышленном полигоне УКПГ-1 Вуктыльского НГКМ

добываемой продукции - на рис. 2. Опыт промысловых испытаний разработанной технологии исследований показал, что внедрение ее привело к коренным изменениям в Информационном обеспечении контроля промысловых испытаний технологии повышения конденсатоотдачи. Оно явилось основанием к переходу на новый, более высокий уровень информационного обеспечения, который позволил:

1} увеличить более чем на два порядка объем получаемой информации;

В газопровод

Рис, 2. Принципиальная схема исследовательской линии при одноступенчатой сепарации с охлаждением газа скважин с использованием волнового детандера на промышленном полигоне УКПГ-1 Вуктыльского НГКМ: С, - сепаратор, Е - конденсэтосборник;Т,-Т3 - теплообменники; К^, - конденсатосборнин: защиты хроматографов; ВД - волновой детандер; Д - детакдерная часть БД; К - компрессионная часть ВД; Е^ - емкость замера жидкости; ЕП - емкость передавливания;

ЕХЗ-задвижка; С^З - задвижка с пневмоприводом; - клапан регулирующий; Д-обрат-НЫЙ клапан; © - замерная диафрагма; @ - датчик разности давлений; © - датчик давления; (?) - манометр образцовый; © - датчик температуры; - дифференциальный манометр самопишущий сильфонный; КСЖ - коллектор сбора жидкости;

ГВД - газ высокого давления; [X)- штуцер; и - закрытая задвижка

2) осуществлять постоянный контроль за составом и дебитом газа сепарации одновременно по семи скважинам,

3) осуществлять постоянный контроль за расходом закачиваемого газа по 15 нагнетательным скважинам,

4) осуществлять оперативную компьютерную обработку данных непосредственно на полигоне,

5) обеспечивать формирование агрегированных баз данных на каждом уровне контроля, а также их поддержку в актуальном состоянии, проводить многоаспектную обработку информации

6) на высоком научно-техническом уровне осуществлять оценку эффективности технологии повышения конденсатоотдачи

Глава 5. Совершенствование методов прогнозирования газоконденсатной характеристики

Одной из важнейших задач при проектировании разработки газоконденсатных месторождений является прогнозирование изменения газоконденсатной характеристики в процессе разработки Осуществлять его можно на основании экспериментальных р\/Т-исследований или с помощью расчетных методов

Для таких сложных систем, какими являются газоконденсатные системы с высоким содержанием конденсата, получить точную и достоверную информацию о фазовом поведении пластового газа и изменении состава его в процессе разработки можно только на основании экспериментальных исследований на установках р\ГГ, так как только эта технология позволяет получать прямую и объективную информацию, отражающую все особенности фазового поведения сложнейших пластовых газоконденсатных систем В этом основа ее приоритета А опыт прогнозирования фазового поведения пластовых газоконденсатных систем с помощью расчетных методов показывает, что для залежей с высоким содержанием конденсата в условиях высоких давлений и температур расчетные методы не обеспечивают необходимую точность без адаптации их на основе данных экспериментальных р\/Т-исследований

Процесс извлечения конденсата из пласта при р\/Т-исследованиях моделируется дифференциальным разгазированием рекомбинированной пробы пластового газа из пустотелой камеры р\/Т

На основании экспериментальных исследований определяются пластовые потери конденсата в пласте (в дальнейшем будем называть его ретроградным конденсатом) На основании этих данных расчетным путем определяются следующие про-

гнозные зависимости содержание конденсата в пластовом газе, суммарная добыча его, коэффициент конденсатоотдачи

Методики действующей инструкции приведены без объяснений исходных принципов и подходов Одно из основных ее достоинств - простота - достигалось за счет допущений, справедливых только для месторождений с небольшим содержанием конденсата

Недостатки методики действующей инструкции заключаются в следующем Во-первых, вывод уравнений основан на прямолинейной зависимости пластового давления от относительных отборов "сухого" газа В действительности, для месторождений с высоким содержанием конденсата это условие не выполняется

Вторым недостатком методики действующей инструкции является тот факт, что расчетная методика прогнозирования содержания конденсата справедлива только для насыщенных залежей Это положение вообще никак не оговаривается, и специалисты, особенно производственных предприятий, обычно принимают, что расчетная методика является универсальной, то есть обеспечивает необходимую точность прогноза для насыщенных и недонасыщенных залежей Результаты исследований автора позволили сделать вывод о необходимости вывода прогнозных формул для насыщенных и недонасыщенных залежей

Третьим недостатком методики действующей инструкции является неучет эффекта растворения газовой фазы в выпавшем в пласте сыром конденсате

Следует отметить также еще одно обстоятельство, снижающее точность прогноза разгазирование проб сырого конденсата, отобранных при промысловых исследованиях, и сырого конденсата в бомбе р\/Т производилось по разным технологиям

После детального изучения всех проблем исследования газоконденсатных систем были разработаны методики прогнозирования изменения содержания конденсата в пластовом газе, учитывающие особенности фазового поведения пластовых газов с высоким содержанием конденсата Прогноз изменения содержания конденсата в пластовом газе выполняется по следующим формулам - для недонасыщенной залежи (рнк < Рпл)

2п

Чп у-\НК—1 п /-^Н

., КПГ^З V лт~1 3

Чк пг ~ Чк пг^д о„ ^ Чкп

¿П т=2

К,

<2" (2п-2т + 1)

где д™пг - содержание конденсата в составе пластового газа в конце т-го этапа,

п - количество этапов, т - порядковый номер этапа, q"пr - начальное содержание конденсата в составе пластового газа, Од~нк - относительный отбор "сухого" газа при снижении пластового давления от начального до давления начала конденсации, Озк~1 - относительный отбор "сухого" газа при снижении пластового давления от

давления начала конденсации до атмосферного, ц^г - содержание конденсата в составе пластового газа в начале т-го этапа, qpK - пластовые потери конденсата в конце т-го этапа, N„1 - поправочный коэффициент, учитывающий эффект растворения газа в сыром ретроградном конденсате, - для насыщенной залежи (рнк = Рш,)

2п

Чк пг

2п

. у а"1"1-—-пт

^ Чк пг „ Чрк т=2 П

Чкпг " Он(2п-2т-1)

где Он- относительный отбор газа при снижении давления от начального до 0,101 МПа

Сопоставление прогнозных данных, полученных по методике действующей инструкции и по методике Севернипигаза, показало, что разница весьма значительная (рис 3)

500

15 20 25 Давление, МПа

Рис 3 Изменение содержания конденсата в пластовом газе при снижении пластового давления Печорогородское ГКМ

1 - по методике Севернипигаза, 2 - по методике действующей инструкции

Большой интерес представляет практическая проверка достоверности прогнозных методик на реальных месторождениях Прогноз параметров ГКХ по методике Севернипигаза бып выполнен для Западно-Соплесского НГКМ (рис 4) К настоящему времени, когда пластовое давление снизилось с 44,5 до 7,0 МПа, уже можно оценить правильность каждой методики

1> ч

X §

а>

Ш *

О.

а) §

400 350 300 250 200 150 100 50 0

¿я 0-и

\ 2

\ \ ы?

10 15 20 25 30 35 Пластовое давление, МПа

Рис 4 Изменение содержания конденсата в пластовом газе при снижении

пластового давления Западно-Соплесское НГКМ 1 — по методике действующей инструкции, 2 - по методике Севернипигаза, о - результаты газоконденсатных исследований

На основании этих данных можно сделать вывод о недопустимости использования методики прогнозирования ГКХ действующей инструкции для залежей с высоким содержанием конденсата Следовательно, модели, не учитывающие особенности фазового поведения газоконденсатных систем с высоким содержанием конденсата, не обеспечивают необходимую точность прогнозных показателей Поэтому необходимо внедрение в практику исследований методики автора Кроме того, следует учитывать тот факт, что для месторождений с высоким содержанием конденсата чрезвычайно важное значение имеет прогноз не только количественной, но и качественной характеристик добываемого конденсата

Конденсаты нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата представляют собой сложнейшие углеводородные системы Состав конденсата каждого месторождения уникален и очень сильно изменяется в процессе

разработки в результате ретроградных процессов из-за выпадения большей части его в пласте

Уменьшение содержания конденсата в пластовом газе может достигать до 5-10 % от начального, а поскольку в пласте выпадают наиболее тяжелые компоненты конденсата, это приводит к очень значительному облегчению его состава В этом и заключается основная сложность проектирования разработки газоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата необходимо прогнозировать не только количество добываемого конденсата, но также и изменение состава и свойств добываемого конденсата и пластового газа А решение этих задач практически не предусмотрено действующими нормативно-методическими документами

Необходимо также учитывать то обстоятельство, что в настоящее время принята концепция освоения месторождений с использованием постоянно действующих моделей Для построения их используется часть экспериментальных данных (прогноз содержания конденсата и добыча его) и часть расчетных, определяемых по уравнениям фазового состояния (зависимости коэффициента сжимаемости и плотности пластового газа от давления, зависимости плотности и молекулярной массы конденсата от давления) Исследованиями установлено, что для газоконденсатных систем с большим содержанием конденсата и высокими значениями термобарических параметров расчетные зависимости имеют очень большую погрешность И поэтому складывается парадоксальная ситуация с построением постоянно действующих моделей для их создания используются зависимости, очень сильно отличающиеся по точности определения

Автором разработаны следующие методики прогнозирования состава и свойств пластового газа и конденсата, основанные на экспериментальных р\/Т-исследованиях

- зависимости коэффициента сжимаемости и плотности пластового газа от давления,

- зависимости плотности, молекулярной массы, фракционного и компонентного состава конденсата пластового газа от давления

Разработанные методики прошли практическую проверку на Западно-Соплесском НГКМ

Глава 6 Совершенствование геохимических методов исследований На основании опыта освоения нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата автором сделан вывод о повышении роли геохимических исследований, так как чрезвычайно возросло их значение для обеспечения дос-

товерного и эффективного прогнозирования и контроля ГКХ, мониторинга добычи конденсата и нефти и решения всего многообразия задач разведки и разработки месторождений, добычи и переработки углеводородного сырья В этих условиях важнейшее значение приобретает задача разработки рациональной и эффективной системы геохимического контроля освоения месторождений

Системность геохимического контроля при изучении рассматриваемых месторождений подразумевает необходимость широкого использования научно обоснованных исследований характеристик состава и свойств газовых и жидких флюидов на всех этапах освоения месторождений

Под геохимическими исследованиями автором предлагается понимать все виды лабораторных работ (разгазирование, дебутанизация) и аналитических исследований по определению состава и свойств газов и жидкостей (хроматографические, физико-химические, спектральные и тд), получаемых в процессе промысловых, экспериментальных (р\/Т) и геохимических исследований

Геохимические исследования необходимо рассматривать как одно из полноправных направлений мультидисциплинарной науки "Изучение ГКХ залежей" наравне с такими традиционными направлениями ГКХ-исследований, как промысловые и экспериментальные (р\/Т) исследования

Действующими нормативно-методическими документами предусмотрен при га-зоконденсатных исследованиях весьма ограниченный комплекс аналитических исследований составов и свойств конденсатов Особенно это утверждение относится к комплексу исследований ретроградного конденсата, выделяющегося в установках р\/Т По сути дела, для него предусмотрено определение только двух показателей плотности и молекулярной массы

В настоящее время в некоторых газоконденсатных лабораториях научно-исследовательских институтов и производственных предприятий применяются более расширенные комплексы аналитических методов для исследования конденсата пластового газа, но они не имеют единой методической базы и зачастую несопоставимы Нет пока единой схемы и строго унифицированной методики анализа конденсата, что затрудняет возможность сопоставления данных, особенно разных авторов и по разным месторождениям

Типовое исследование нефтей нефтяных оторочек проводится согласно отраслевому стандарту ОСТ 39-112-80 Данные о составе и физико-химических свойствах нефтей оторочек представляют исходную информацию для решения задач газоконденсатных исследований Однако в отраслевом стандарте не предусмотрено опре-

деление ряда параметров Кроме того, некоторые из них определяются такими аналитическими методами, применение которых неприемлемо при изучении нефтей, выделенных в бомбе р\/Т, из-за недостаточного количества их Все это вызывает необходимость использования единых аналитических приемов, т е создания специальной аналитической схемы изучения нефтей и конденсатов применительно к решению газоконденсатных задач

Необходимым условием при комплексном контроле за разработкой залежи и изменением ГКХ является введение гидрохимических исследований в комплекс исследовательских работ

Важнейшей задачей при газоконденсатных исследованиях является вопрос детальности определения состава газовых и конденсатных потоков, так как от этого зависит выбор методов, техники и технологии аналитических исследований и выбор направления их развития

Поскольку газоконденсатные системы представляют собой сложнейшие системы, состоящие из большого числа индивидуальных веществ (более 600), то для решения задач изучения ГКХ используют модели пластовых смесей В них реальными компонентами являются N2, С02, Нгв, С^ Сг, Сз, 1С4, пС4 А группа С5+в разделяется на фракции (псевдокомпоненты), состоящие из какого-то количества индивидуальных компонентов, но рассматриваемые как единый компонент В настоящее время используются несколько вариантов разделения группы С5+в на псевдокомпоненты с использованием двух подходов

Первый подход основан на условном разделении конденсатообразующих компонентов на группы, называемые фракциями, на основании данных разгонки конденсатов Состав пластового газа определяется в этом случае по следующим компонентам С1-С4, неуглеводородные газы, Сб+в (Ф1 Фп)

Второй подход основан на разделении конденсатообразующих компонентов на псевдокомпоненты с одинаковым количеством атома углерода (Се, С7 и т д) и объединении оставшейся части компонентов в одну группу (Сэ+В, С12+в, Сз0+е)

При первом подходе состав газов и конденсатов будет определяться по более простым и низкозатратным методикам, доступным для производственных служб при массовых исследованиях В этом случае расход и состав газа сепарации может контролироваться с помощью автоматизированных газоизмерительных систем в полностью автоматизированном режиме на промышленных хроматографах, которые представляют собой индивидуально градуируемую систему по методу абсолютной

калибровки В настоящее время не представляет особых трудностей приготовление калибровочных газов до углеводородов Сб включительно

На основании экспериментальных исследований автором обоснована технология определения состава продукции скважины, основанная на одноступенчатом раз-газировании проб сырого конденсата и хроматографическом определении составов дегазированного конденсата, газов сепарации и дегазации по следующим компонентам С1-С4, неуглеводородные газы, конденсат (группа С5+в) А конденсат при необходимости разделяется на ряд фракций ФгФп

Технология отвечает требованиям ГОСТ Р 8 563-96 "ГСИ Методики выполнения измерений" и рекомендуется к утверждению в новой инструкции по исследованию ГКХ

Для рассматриваемых месторождений чрезвычайно важен вопрос прогноза и контроля состава и свойств ретроградного и пластового конденсатов Для определения состава ретроградного конденсата при изучении фазового поведения пластового газа в начальных условиях и добываемых пластовых флюидов, выделяющихся в камере р\/Т при определении дополнительного поступления пластовых жидких флюидов в скважину, необходимы методы определения состава и свойств флюидов, основанные на исследованиях микронавесок проб флюида Для решения этих задач автором (совместно с соавторами) были разработаны и внедрены в практику геохимических исследований следующие методы

1) хроматографический метод определения состава дегазированного конденсата (С(, С2, С3,1С4, пС4, С02, N2, С5, С6+в),

2) хроматографический метод определения фракционного состава дегазированного конденсата,

3) криоскопический метод определения молекулярной массы конденсата и нефти на приборе "ОСМОМАТ"

На основании опыта исследований и разработанных методических и технологических решений автором предлагается схема комплексных геохимических исследований конденсатов (рис 5) Аналогичная схема разработана и для исследования сопутствующих нефтей в процессе разведки и разработки месторождений

На основании опыта исследований было установлено, что для эффективного решения поставленных задач требуется значительно большее количество показателей, характеризующих конденсат и сопутствующие нефти

Дегазированный конденсат

Выделившийся из пластового газа

Физико-химические показатели

Плотность Молекулярная масса Показатель преломления Цвет Содержание серы Температура помутнения Температура кристаллизации Температура застывания Температура плавления твердых парафинов

Фракционный состав

Хроматографическое определение фракционного состава Атмосферная перегонка на аппарате Энглера Атмосферная вакуумная перегонка на аппарате АРН

Выделившийся из сырого ретроградного конденсата в камере р\/Т

Выпавший в пласте при снижении пластового давления

Компонентный состав

Бензин Масла Силикагапевые смолы Асфальтены Твердые парафины

Индивидуальный компонентный состав

С„ С21 С3, |С4, пС„ ы2,сог, эо2, к

Индивидуальный компонентный состав бензиновой фракции

Поступивший в скважину в жидкой фазе (не растворившийся при пластовых условиях)

Исследование распределения нормальных алканов методом газожидкостной хроматографии (С,„-Сш)

Физико-химические показатели

Плотность Молекулярная масса Показатель преломления Содержание серы Цвет

Хроматографическое определение фракционного состава

Рис 5 Схема исследования дегазированного конденсата при изучении газоконденсатной характеристики нефтегазоконденсатных залежей (филиал ООО "ВНИИГАЗ" - "Севернипигаз")

На основании обобщения опыта промысловых, экспериментальных и геохимических исследований Вуктыльского, Западно-Соплесского, Югидского и Печорокож-винского месторождений автором сделан вывод, что для обеспечения правильности и достоверности получаемой информации при изучении ГКХ нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата необходимым условием является использование специальных комплексов геохимических исследований В связи с этим были разработаны рациональные унифицированные комплексы геохимических исследований газоконденсатных, нефтяных и водных объектов

Опыт исследований месторождений Тимано-Печорской провинции показал, что система геохимического контроля, основанная на вышеперечисленных рациональных и высокоэффективных комплексах исследовательских работ, обеспечивает получение необходимой и достоверной информации при изучении ГКХ залежей на всех этапах освоения их (поиска, разведки и разработки)

Глава 7 Интерпретация газоконденсатных исследований и учет добычи полезных ископаемых в составе продукции скважин, характеризующихся дополнительным притоком газовых и жидких флюидов

Работа с газоконденсатной информацией должна включать две ярко выраженные стадии, отличающиеся глубиной преобразования результатов промысловых, геохимических и экспериментальных исследований обработку (действия с данными непосредственных измерений при текущих исследованиях для определения количественной и качественной характеристик продукции скважины) и интерпретацию (действия с информацией текущих исследований и информацией предыдущих исследований всей продукции скважин и результатов исследований пластовых флюидов, изучаемых раздельно (пластовый газ, пластовый конденсат, сырой ретроградный конденсат, ретроградный конденсат, пластовая нефть, нефть и др) В результате этих действий получают принципиально новые знания о добываемой продукции о качественной и количественной характеристиках каждого полезного ископаемого

На этапе обработки информации продукция скважины рассматривается как единое целое, и обработка результатов исследований производится по стандартным методикам действующих инструкций

Обработка является начальной стадией работы с газоконденсатной информацией На следующей стадии - интерпретации - происходит истолкование результатов первой стадии с выдачей заключения о количественной и качественной характеристиках отдельных полезных ископаемых и индивидуальных пластовых флюидов в составе суммарной продукции Интерпретация включает в себя следующие этапы построение

интерпретационной модели, обоснование интерпретационных параметров, построение алгоритма интерпретации, расчетную часть, анализ и обобщение информации

Автором разработаны три интерпретационные методики Первая предназначена для условий, когда в скважину дополнительно поступают сырой ретроградный конденсат и пластовая нефть Продукция скважины в этом случае представляет собой смесь трех пластовых флюидов пластового газа, выпавшего в пласте конденсата (сырой ретроградный конденсат) и пластовой нефти Каждый флюид состоит из двух составляющих газовой (С1-С4 + неуглеводородные) и жидкой (С5+в)

По уравнениям материального баланса рассчитывается полный комплекс параметров, необходимых для решения задачи раздельного учета полезных ископаемых, продукции скважины и их компонентов Схема учета накопленной добычи углеводородов и списания их с государственного баланса приведена на рис 6 Балансовая модель-схема распределения углеводородов будет иметь вид, приведенный на рис 7

Для добывающих скважин на полигонах промысловых испытаний технологии повышения конденсатоотдачи возможны два варианта поступления дополнительных пластовых флюидов и технологического агента (тюменского газа)

- в газовой фазе (тюменский газ и ретроградные газовые и жидкие компоненты),

- в газовой (тюменский газ и ретроградные компоненты) и жидкой фазе (сырой ретроградный конденсат и пластовая нефть)

Для условий первого варианта (вторая методика) продукция, поступающая в скважину в газовой фазе, разбивается на два псевдокомпонента пластовый газ и прорвавшийся тюменский газ Второй псевдокомпонент будет состоять из закачиваемого газа и ретроградных газовых и жидких компонентов (ретроградный пластовый газ) Долю прорвавшегося тюменского газа в составе продукции скважины рассчитывают по содержанию азота в рассматриваемых потоках По расчетной модель-схеме, основанной на уравнениях объемного и массового материального баланса, рассчитываются все искомые показатели

Задача раздельного учета добываемых пластовых флюидов еще больше усложняется для прорывных скважин, характеризующихся еще и дополнительным поступлением пластовых флюидов в жидкой фазе сырого ретроградного конденсата и пластовой нефти Для условий второго варианта (третья методика) имеем самую сложную балансовую модель, разрабатываемую на основе моделей двух вышеперечисленных методик

Анализ практического использования рассмотренных методик позволяет сделать вывод, что они дают возможность рассчитывать полный комплекс параметров,

Составляющие пластовых флюидов при исследовании

скважины (по действующей инструкции)

Расчетные составляющие пластовых флюидов (по настоящей методике)

Государственно-

учетные с оставляющ ие пластовых флюидов

Газ сепарации продукции скважины

Газ дегазации продукции скважины

Дегазированная жидкая продукция скважины

Добываемый "'сухой" газ продукции скважины

I "Сухой" ллзстовый газ

"Сухой" газ в составе выпавшего е пласте конденсата

"Сухой* газ газоконденсатной системы

Конденсат пластового газа

Конденсат пластового газэ

Конденсатонефтяные компоненты продукции скважины

Ретроградный конденсат

"Сухой* газ растворенного нефтяного газа

Ретроградный конденсат

Углеводороды С5+в в составе растворенного нефтяного газа

Нефть

Растворенный нефтяной газ

Нефть

Составляющие пластовых флюидов в залежи

Пластовые флюиды в залежи

"Сухой" пластовый газ Конденсат пластового газа

Пластовый газ

"Сухой" газ в составе сырого ретроградного конденсата Ретроградный конденсат

Сырой ретроградный конденсат

Растворенный нефтяной газ Нефть

Пластовая нафть

Текущие балансовые запасы углеводородов в нефтегазоконденсатной залежи

Рис. б. Схема учета накопленной добычи углеводородов и списания запасов их с государственного баланса по скважинам, характеризующимся дополнительным притоком сырого ретроградного конденсата и пластовой нефти

1 Объемный баланс добываемого газа (продукции скважины) по газовым и конденсатонефтяным компонентам _Добываемым газ [продукция скважины! -

Газ сепарации

пластового газа

Газ сепарации добываемого газа О

гсЖ-

Ра створенный газ сырого Растворенный неф-ретрогрэдного конденсата тяной газ в составе в составе газа сепарации газа сепарации

^рг.срк

сг

Газ дегазации добываемого газа Огдг.дг

Газ дегазации Растворенный газ сырого Растворенный неф-пластового газа ретроградного коаденсата тяной газ а составе в составе газа дегазации газа дегазации

Пгдг

^*гдг,пг

УДГ

0ГАГ ^рнг

Дегазированная жидкая продукция скважины Одщд

Дегазированный Ретро- Нефгь

конденсат пластового градный гаи конденсат

^дгжп

ДГК

ОДГЖП р.ДГЖЛ

рк м

дгс ^сх.пг

огс

^схг.срк ^рк

0'с О^ ^ск.риг

ОВД о™

»ГСЯ.ПГ

о™

огдг

оттсри

Г)ГДГ „щг "ск.рнг С^-бРНГ

п» ^и.дгк

ЛДПКП

ДГК

Т1 • •

* * ■ *

***** I > » * >

п пгс л^ , пгс 4- П,с + о? +0;дг + 0,д| ■ Огдг . Огдг Огдг +Огдг +0дгжл адгжп пягжп $Йпв|

2 Массовый баланс по конденсатонефтяным компонентам

М I 1 ^^ Г~~П I :

ж =

«1

+ С + п®

+ 6'

Рис 7. Схема балансовых моделей распределения газовых, конденсатных и нефтяных компонентов добываемого газа в процессе промысловых и лабораторных исследований:

Газовые компоненты

- пластовый газ;

- растворенный газ сырого ретроградного конденсата;

- растворенный нефтяной газ;

Жидкие конденсатонефтяные компоненты ] - конденсат пластового саза:

- ретроградный конденсат;

- угпеводороды С5.5 растворенного нефтяного газа1

- нефть

необходимых для решения задачи раздельного учета добычи и запасов пластовых флюидов для всего диапазона условий Вуктыльского НГКМ Это дает возможность решать следующие задачи

• правильно вести планирование и учет добычи по всем типам пластовых флюидов и их компонентам, подлежащим государственному учету,

• правильно осуществлять списание добываемых компонентов углеводородной продукции с государственного баланса и проводить достоверную оценку распределения текущих запасов компонентов пластовых флюидов в газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежах, разрабатываемых с применением технологии повышения конденсатоотдачи с закачкой "сухого" газа в пласт,

• осуществлять оперативный контроль технологической эффективности внедряемой технологии с целью регулирования процессов, происходящих в залежи

Глава 8. Системный контроль изучения газоконденсатной характеристики

Под системой контроля ГКХ и мониторинга добычи конденсата будем понимать восприятие объекта изучения как целостной системы (иерархической), состоящей из комплекса элементов разной сложности, находящихся во взаимосвязи и взаимодействии

Системность подхода в изучении ГКХ таких сложных объектов, какими являются крупные нефтегазоконденсатные месторождения с высоким содержанием конденсата, подразумевает необходимость широкого использования научно обоснованных количественных и качественных комплексных повторяющихся промысловых, экспериментальных (р\/Т) и геохимических исследований, обеспечивающих достижение следующих глобальных целей

• информационное обеспечение процесса освоения месторождений на этапах поиска, разведки и разработки, включая обеспечение необходимыми данными постоянно действующих геолого-технических моделей залежи (ПДГТМ),

• прогноз добывных возможностей и мониторинг добычи конденсата и сопутствующих нефтей и пластовых вод,

• изучение процессов, происходящих в залежи и прискважинных зонах,

• эффективное осуществление регулирования разработки залежи

На основании 35-летнего опыта исследований автором сделан принципиально важный вывод о том, что для крупных нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата чрезвычайно остро стоит проблема разработки рациональной и наиболее информативной системы оценки начальной и контроля текущей ГКХ (в дальнейшем будем просто называть "система контроля ГКХ") Под ра-

циональной системой понимается экономически обоснованное сочетание методов и способов, техники и технологии исследовательских работ, выбора скважин и объемов исследований, организации и управления газоконденсатными и сопутствующими методами и видами исследовательских работ

Разработанная автором система контроля ГКХ включает в себя следующие виды работ

а) в период разведки

• стандартный комплекс промысловых газоконденсатных исследований на устьевых сепарационных установках или технологических линиях УКПГ в широком диапазоне дебитов и депрессий,

• полный комплекс экспериментальных р\/Т-исследований,

• полный комплекс геохимических исследований пластового и ретроградного конденсатов,

• полный комплекс гидрохимических исследований водных объектов и сопутствующих вод (конденсационных, техногенных),

• полный комплекс исследований нефтяных объектов,

б) в период разработки

• стандартный (или сокращенный) комплекс ГКИ скважин, характеризующихся притоком чисто пластового газа (скважин "сухого поля"),

• экспериментальные р\/Т-исследования фазового поведения пластового газа в процессе разработки,

• промыслово-экспериментальный комплекс ГКИ скважин, характеризующихся поступлением пластовых углеводородных флюидов (сырой ретроградный конденсат и сопутствующие нефти),

• конденсатохимические ГКИ всех скважин эксплуатационного фонда (экспресс-способ),

• масштабные газоконденсатные исследования ГКХ залежи на основании данных диспетчерского учета количественной и качественной характеристик товарной продукции - газа и нестабильного конденсата,

• индикаторные исследования по цвету конденсата

По периодичности, объемам и срокам проведения исследования в процессе разработки подразделяются на основные и дополнительные

Основные исследования - обязательные для данного этапа изучения В процессе разведки - это промысловые исследования всех скважин, выходящих из бурения, экспериментальные р\/Т-исследования выборочных скважин (по определенному

плану) В процессе разработки основные исследования - это обязательные, т е типовые комплексы работ, выполняемые ежегодно в установленные сроки К дополнительным относятся такие виды работ, необходимость проведения которых возникает из результатов основных исследований, т е требуется более детальное изучение происходящих в залежи процессов и характера поведения скважин При этом контролируемые параметры всего фонда скважин должны определяться более простыми и нетрудоемкими способами, а детальное изучение процессов вестись с помощью сложных, но высокоэффективных комплексов

Опыт внедрения в течение 20 лет разработанной автором системы контроля ГКХ на Вуктыльском, Западно-Соплесском, Югидском, Печорокожвинском месторождениях показал, что она позволяет достоверно изучать ГКХ в начальных условиях и обеспечивает эффективный и оперативный прогноз и контроль ГКХ скважин и залежи в целом и процессов фильтрации пластовых флюидов в процессе разработки Она является адаптивной, быстро и относительно легко перестраивающейся под реальные условия конкретных залежей, и обеспечивает решение следующих проблем

• В процессе разведки - получение всей необходимой информации для подсчета запасов, проектирования разработки

• В процессе разработки 1) оперативная оценка ГКХ всего фонда добывающих скважин и залежи в целом, что дает возможность осуществлять в постоянном режиме эффективный мониторинг добычи конденсата, нефти и сопутствующих вод, осуществлять оперативный прогноз добычи их, 2) осуществление эффективного контроля за процессами фильтрации пластовых флюидов и фазовым поведением пластового газа в пласте и прискважинных зонах, 3) фиксирование начала поступления пластовых жидких флюидов в скважины, 4) контроль динамики и изучение типа обводнения скважин, 5) определение водоопасных направлений, прогнозирование обводнения отдельных скважин

Оценивая современное состояние контроля ГКХ нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата, делаем вывод, что осуществляется он на крайне низком уровне из-за неподготовленности исследовательских служб к решению таких сложных и наукоемких задач Поэтому автором разработана программа реформирования организационной структуры газоконденсатных исследований в системе ОАО "Газпром" путем поэтапного создания региональных научно-производственных центров и улучшения координации и управления исследовательскими работами

Глава 9 Исследование закономерностей газоконденсатной характеристики Вуктыльского НГКМ

Газоконденсатная характеристика Вуктыльского НГКМ начала изучаться с 1966 г, в разработку месторождение было введено в 1968 г В отечественной практике это было первое крупное нефтегазоконденсатное месторождение с большим этажом газоносности и высоким содержанием конденсата в пластовом газе

На стадии разведки и опытно-промышленной эксплуатации на основании имеющейся информации было принято, что независимо от положения скважины и абсолютной отметки работающих в ней интервалов содержание конденсата в пластовом газе одинаково для всего месторождения и составляет 6,4 мол %, удельное содержание - 360 г/м3 Следовательно, при разработке месторождения на режиме истощения ГКХ скважин определяется только величиной пластового давления на дату исследования В связи с этим цель и содержание контроля за ГКХ месторождения свелись только к сопоставлению результатов исследований на одном минимальном режиме с экспериментальной кривой УГК-3

Таким образом, для контроля ГКХ на Вуктыльском НГКМ был реализован традиционный подход, применявшийся ранее на месторождениях с небольшим этажом газоносности Это было вынужденное решение, так как опыта исследований скважин, вскрывающих большой этаж газоносности, практически не было

На основании исследований автора было существенно изменены представления о закономерностях ГКИ и получены следующие результаты

1 Для Вуктыльского НГКМ установлено закономерное увеличение содержания конденсата в пластовом газе с глубиной

=Як2пг°0) +К,(Н,-2000),

где - содержание конденсата в пластовом газе на глубине Н„ - содер-

жание конденсата в пластовом газе на глубине 2000 м, К, - эмпирический коэффициент, Н, - глубина, на которой определяется содержание конденсата

2 Двухфакторная зависимость содержания конденсата в пластовом газе от давления и глубины по разрезу залежи для диапазона пластовых давлений 1,0-10,0 МПа (рис 8)

3 На основе анализа и переработки результатов исследований в период разведки месторождения построена для начальных условий зависимость содержания конденсата от глубины (рис 9) я®лг = 274 + 0,09 (Н, - 2000)

100 90 80 70 60 50 40 30

§ 20 О

1,0 2.0 3,0 4,0 5.0 6,0 7,0 8,0 9,0 10,0 Пластовое давление, МПа

Рис. 8. Двухфакторная зависимость содержания конденсата в пластовом газе от давления и глубины гаэоотдающих интервалов для Вуктыльского НГКМ: -•—1900 м; -*-2100 м; -«-2300 м; -н-2500 м; -^—2700 м; -о-2900 м; -^-3100 м; -о-3350 м

1С >

Рис. 9. Изменение содержания конденсата в пластовом газе Вуктыльского НГКМ по

разрезу этажа газоносности:

^ - интервалы исследования; • - средневзвешенная глубина исследуемых интервалов; р"1 - этаж газоносности

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3400

250 1800

Содержание конденсата в пластовом газе, г/мэ 270 290 310 330 350 370 390 410

3200

4 На основе анализа и обобщения результатов газоконденсатных исследований, расчетов фазового поведения пластового газа разработана конденсатопромы-словая модель для Вуктыльского НГКМ (рис 10)

Пластовое давление, МПа

Рис 10 Распределение содержания конденсата в пластовом газе Вуктыльского НГКМ по этажу газоносности в процессе разработки залежи —о—2000 м, -•- 2500 м, -о- 3000 м, -о- 3350 м

5 Сделаны следующие заключения о закономерностях газоконденсатной характеристики

- необходимым условием для достоверной оценки начальной и контроля текущей ГКХ является изучение дифференцированного распределения содержания конденсата в пластовом газе по разрезу залежи,

- для начальных условий содержание конденсата в верхней части кровли (1900 м) равно 264 г/м3, на уровне газоводяного контакта (3350 м) - 395 г/м3, разница в содержании конденсата составляет 131 г/м3,

- пластовая газоконденсатная система является недонасыщенной по всему этажу газоносности разница между пластовым давлением и давлением начала конденсации в кровле (1900 м) составляет 2,0 МПа, на уровне газонефтяного контакта (3500 м)-4,3 МПа,

- в диапазоне изменения пластовых давлений от начального до давления начала конденсации (область без изменения фазового состояния пластового газа и область ретроградной конденсации) результаты газоконденсатных исследований хорошо согласуются с прогнозными значениями содержания конденсата в пластовом газе, в диапазоне давлений от давления начала конденсации до 0,1 МПа установлены значительные отличия результатов газоконденсатных исследований от прогнозных от давления начала конденсации прослеживается тенденция к снижению содержания конденсата в пластовом газе по сравнению с прогнозными значениями, эта разница достигает 100-130 г/м3,

- в области давлений ниже давления начала конденсации отмечается рост содержания конденсата на 50-80 г/м3,

- процесс прямого испарения в реальных залежах наблюдается, но происходит он значительно менее интенсивно, чем в пустотелой камере pVT

Для газоконденсатных месторождений, характеризующихся изменением содержания конденсата по разрезу залежи, возникает необходимость решения следующих задач

- определение средней газоконденсатной характеристики залежи,

- дифференцированное распределение запасов конденсата по разрезу,

- планирование и учет добычи конденсата на основе двухфакторной конденсато-промысловой модели, учитывающей реальные геолого-технические условия скважины

Методики, разработанные для решения этих задач, позволили получить следующие результаты

- средневзвешенное содержание конденсата в начальных условиях на глубине 3025 м (средневзвешенная отметка плоскости) составило 364 г/м3 (утверждено в ГКЗ 360 г/м3),

- распределение запасов конденсата по разрезу залежи (рис 11), общие запасы конденсата составили 135,2 млн т (утверждено в ГКЗ 141,6 млн т),

- несмотря на то, что при подсчете запасов исходили из ошибочного положения о постоянстве содержания конденсата по разрезу залежи, средневзвешенное содержание конденсата по объему залежи и общие запасы его были определены с достаточно высокой точностью,

- для научно обоснованного и достоверного планирования добычи конденсата необходимо проводить корректировку прогнозной модели под конкретные условия, сложившиеся на месторождениях имеющийся фонд скважин и их геолого-промысловые характеристики (положение газоотдающих интервалов),

- сопоставляя зависимости содержания конденсата в добываемом пластовом газе на фактическую отметку (средневзвешенную по отборам газа) и прогнозную (3025 м), видим, что фактическая зависимость отличается меньшим содержанием конденсата(рис 12)

Н, м .

<ЭК, млн т

9 12 15 18 21 24 27 30

' 1 .

1 ,

нср ээв

^ 1-

I ,

1 ----гвк---

Рис 11 Дифференцированное распределение запасов конденсата по разрезу залежи для начальных условий Вуктыльского НГКМ

го

£ ф

15 20 25 30 35 40

Давление, МПа

Рис 12 Сопоставление зависимостей содержания конденсата в добываемом пластовом газе по Вуктыльскому НГКМ 1 - прогнозная, 2 - фактическая

Сопоставляя прогнозную и фактическую зависимости конденсатоотдачи, можно сделать вывод, что разница в содержании конденсата в добываемом газе приводит к довольно существенному изменению коэффициента конденсатоотдачи (до 15 %) (рис 13)

0,50

„ 0,45 §

я 0,40 §

0,35

го"

го 0,30 ?

8 0,25

I-

го

^ 0,20

0,10 0,05 0,00

0 5 10 15 20 25 30 35 40

Давление, МПа

Рис 13 Сопоставление прогнозной и фактической конденсатоотдачи Вуктыльского НГКМ 1 - прогнозная, 2 - фактическая

В заключении автором обобщены основные выводы и рекомендации

1 Впервые проведено исследование эффективности действующей методологии изучения газоконденсатной характеристики крупных глубокозалегающих нефте-газоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности и сделан вывод о необходимости разработки новой методологии изучения ГКХ, обладающей новым теоретическим, нормативно-методическим и технико-технологическим базисом

2 Разработаны и внедрены в научную и практическую деятельность по освоению рассматриваемых месторождений методы и технологии газоконденсатных исследований на базе новой методологии, основанной на системном подходе и системном анализе, использовании наукоемких и высокотехнологичных систем информационного обеспечения, научно обоснованном планировании и системной организации исследовательских работ

3 В свете современных требований научной и практической деятельности по освоению рассматриваемых месторождений разработана научно обоснованная понятийно-терминологическая система, позволяющая однозначное толкование понятий и наиболее полно отражающая суть современных представлений теории и методологии изучения месторождений

4 Разработано и внедрено в практическую деятельность научно-методическое и технико-технологическое обеспечение всего комплекса исследовательских работ

• промысловых, экспериментальных (р\/Т) и геохимических,

• обработки и интерпретации результатов исследований,

• создания рациональных систем контроля ГКХ и эффективных комплексов исследовательских работ,

• прогнозирования и учета добычи углеводородного сырья

5 Разработана технология промысловых исследований, прогноза и учета добываемой продукции для решения задачи оценки технологической эффективности разработки месторождений с применением метода повышения конденсатоотдачи, основанного на прокачке "сухого" газа через истощенный пласт на поздней стадии разработки

6 Разработаны и приняты в газовой отрасли нормативные документы по научно-методическому и технико-технологическому обоснованию промысловых, экспериментальных (р\/Т), геохимических видов исследований, позволяющих получать достоверную и полную информацию в условиях крупных нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности

7 На основании исследований месторождений Тимано-Печорской провинции доказана высокая эффективность научно обоснованных автором систем контроля ГКХ, разработанных на базе новой методологии изучения газоконденсатных систем и мониторинга добычи углеводородного сырья

8 С использованием результатов промысловых, экспериментальных и геохимических видов исследований установлены фундаментальные эмпирические закономерности и получены новые знания о фазовом поведении и фильтрации пластовых флюидов в реальных условиях конкретных залежей, разрабатываемых на режиме истощения и с применением технологии повышения конденсатоотдачи Полученные знания значительно изменили существующие представления по этим вопросам и имеют важное значение для теории и практики разведки и разработки сложнейших и малоизученных месторождений, приобретающих все большее значение для будущего развития газовой отрасли

Список основных опубликованных работ

Монографии

1 Исследование природных газоконденсатных систем / Н В Долгушин, Ю М Корчажкин, В Г Подюк, Д 3 Сагитова - Москва-Ухта, 1997 -179 с

2 Долгушин Н В Терминология и основные положения технологии газоконденсатных исследований -М ООО "Недра-Бизнесцентр", 2004 -140с

Отраслевые стандарты

1 СТО Газпром РД 2 2-161-2005 Методика прогнозирования изменения коэффициента сверхсжимаемости пластового газа в процессе разработки газоконденсатных месторождении / Сост Н В Долгушин, А Н Волков, А А Латышев и др - Введ 22 06 05 - М ООО "ИРЦ Газпром", 2007 - 34 с

2 СТО Газпром 2-3 3-105-2007 Методика прогнозирования изменения плотности пластового газа в процессе разработки газоконденсатных месторождений (для пластовых и нормальных условий I Сост Н В Долгушин, А Н Волков, В В Смирнов, С Д Ханукаев - Введ 02 07 07 - М ООО "ИРЦ Газпром", 2007 - 27 с

3 СТО Газпром 2-3 3-104-2007 Методика прогнозирования содержания конденсата в пластовом газе и суммарной добычи конденсата при разработке газоконденсатных месторождений на режиме истощения / Сост Н В Долгушин, А Н Волков, А А Латышев и др - Введ 02 07 07 - М ООО "ИРЦ Газпром", 2007 - 39 с

4 СТО Газпром 2-3 3-099-2007 Методика прогнозирования изменения компонентного состава конденсата пластового газа в процессе разработки газоконденсатных месторождений / Сост Н В Долгушин, А Н Волков, В В Смирнов, С Д Ханукаев -Введ 02 07 07 -М ООО "ИРЦ Газпром", 2007 - 27 с

5 СТО Газпром 2-3 3-103-2007 Методика прогнозирования изменения индивидуального состава пластового газа (Ci, С2, Сз, С4, С5+в) в процессе разработки газоконденсатных месторождений / Сост Н В Долгушин, А Н Волков, В В Смирнов, С Д Ханукаев - Введ 02 07 07 - М ООО "ИРЦ Газпром", 2007 - 23 с

6 СТО Газпром 2-3 3-098-2007 Методика определения фракционного состава (С1-С9, СгСю, С1-С11) бензиновых фракций нефтей и конденсатов без предварительного фракционирования / Н В Долгушин, Т Н Князева, Т Ф Титаренко, Н Ф Трофимова - Введ 02 07 07 - М ООО "ИРЦ Газпром", 2007 - 28 с

7 СТО Газпром 2-3 3-101-2007 Методика определения индивидуального состава бензиновых фракций в нефтях и конденсатах без предварительного фракцио-

нирования / Н В Долгушин, Т Н Князева, Т Ф Титаренко, Н Ф Трофимова - Введ 02 07 07 - М ООО "ИРЦ Газпром", 2007 - 37 с

Статьи

1 Корчажкин Ю М , Алексеев А А , Долгушин Н В Подготовка исходных параметров для подсчета запасов конденсата, бутанов, пропана и этана // Геология нефти и газа - 1982 - № 3 - С 28-29

2 К уточнению метода анализа дегазированного конденсата при газоконден-сатных исследованиях / А Е Юдин, А А Самарин, Л Н Алисиевич, Е М Гурленов, НВ Долгушин//Газовая промышленность -1984 - №3 - С 46-47

3 Долгушин Н В , Гурленов Е М Особенности газоконденсатных исследований залежей с большим этажом газоносности (на примере Вуктыльского месторождения) // Разработка месторождений природного газа, приуроченных к карбонатным коллекторам большой мощности Сб тр ВНИИГАЗа - М , 1984 - С 105-114

4 Долгушин Н В , Гурленов Е М Технология газоконденсатных исследований через УКПГ (на примере Вуктыльского месторождения) // Повышение эффективности систем разработки месторождений природного газа Тр ВНИИГАЗа - М , 1985 -С 137-152

5 Долгушин Н В , Новиков А А Разработка и обоснование технологии дебута-низации // Технологические проблемы освоения газоконденсатных месторождений Сб тр ВНИИГАЗа - М, 1986 - С 73-83

6 Долгушин Н В , Бедрак С Н , Мосендз В А Прогнозирование газоконденсат-ной характеристики для месторождений с высоким содержанием конденсата в пластовом газе II Технологические проблемы освоения газоконденсатных месторождений Сб тр ВНИИГАЗа - М , 1986 - С 21-32

7 Методическое руководство по применению методов извлечения конденсата, выпавшего в пласте в процессе разработки (вторичные методы повышения конден-сатоотдачи) / Н Н Трегуб, Н А Гужов, О Н Соловьев, Н В Долгушин и др - М ВНИИГАЗ, 1987 -104 с

8 Долгушин Н В , Зотов Г А Влияние режима работы скважин на представительность газоконденсатной характеристики // Научно-технические проблемы разработки газоконденсатных и газонефтяных месторождений Сб тр ВНИИГАЗа - М, 1987 -С 40-47

9 Долгушин Н В , Зотов Г А Определение начальной газоконденсатной характеристики месторождений с большим этажом газоносности и высоким содержанием конденсата в пластовом газе (на примере Вуктыльского месторождения) // Научно-технические проблемы разработки газоконденсатных и газонефтяных месторождений Сб тр ВНИИГАЗа - М , 1987 - С 32-39

10 Долгушин Н В , Мосендз В А , Новиков А А Прогнозирование коэффициента сжимаемости пластовых газов // Геология нефти и газа - 1988 - № 8 - С 18-20

11 Прогнозирование состава добываемого и выпадающего в пласте конденсата / Н В Долгушин, В П Рыжко, С Н Бедрак, И В Кучерявая // Повышение эффективности систем разработки месторождений природного газа Сб науч тр ВНИИГАЗа - М , 1988 -С 36-45

12 Метод исследования условий выноса конденсата с забоя скважин / Н В Долгушин, А А Новиков, А А Короткое, А А Ходяков // Повышение эффективности систем разработки месторождений природного газа Сб науч тр ВНИИГАЗа -М , 1988 -С 26-36

13 Конденсатохимический метод контроля газоконденсатной характеристики скважин на поздней стадии разработки Вуктыльского НГКМ / Н В Долгушин, А А Новиков, В П Рыжко, А А Исаков И Разработка газоконденсатных месторождений Докл междунар конф , 29 мая-2 июня 1990 г - Краснодар, 1990 - С 207-213

14 Система контроля газоконденсатной характеристики на завершающей стадии разработки Вуктыльского НГКМ / Н В Долгушин, С Н Бедрак, А А Исаков и др // Проблемы повышения углеводородоотдачи газоконденсатных месторождений Сб науч тр ВНИИГАЗа -М, 1991 -С 103-110

15 Долгушин Н В , Новиков А А , Исаков А А Метод определения и прогнозирования минимально необходимой скорости выноса жидкой фазы с забоя скважин // Проблемы повышения углеводородоотдачи газоконденсатных месторождений Сб науч тр ВНИИГАЗа -М.1991 -С 110-122

16 Долгушин Н В Современное состояние проблемы изучения газоконденсатной характеристики И Газовая промышленность -1992 -№6 -С 28

17 Долгушин Н В , Подюк В Г, Юдин А Е Концепция изучения газоконденсатной характеристики крупных месторождений с высоким содержанием конденсата // Вопросы разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений Сб науч тр ВНИИГАЗа -М , 1993 - С 87-95

18 Долгушин Н В , Подюк В Г , Тер-Саркисов Р М Новая терминологическая система в области газоконденсатных исследований скважин и месторождений //

Проблемы разработки сложных нефтегазоконденсатных месторождений Тимано-Печорской провинции Сб науч тр Севернипигаза 4 1 -Ухта, 1996 - С 143-163

19 Долгушин Н В , Подюк В Г , Тер-Саркисов Р М Системный подход к изучению газоконденсатной характеристики месторождений // Проблемы разработки сложных нефтегазоконденсатных месторождений Тимано-Печорской провинции Сб науч тр Севернипигаза Ч 1 -Ухта, 1996 - С 128-142

20 Тер-Саркисов Р М , Подюк В Г , Долгушин Н В Газоконденсатные исследования крупных месторождений // Газовая промышленность - 1997 - № 3 - С 3637

21 Тер-Саркисов Р М , Долгушин Н В , Князева Т Н Полный комплекс газо-хроматографических исследований при газоконденсатных исследованиях // Газовая промышленность -1997 -№10 - С 36-38

22 Современное состояние и пути реформирования газоконденсатных исследований в ОАО "Газпром" / В И Резуненко, В А Пономарев, Н В Долгушин и др // Пути совершенствования методики и организации исследований на конденсатность в ОАО "Газпром" В 2-х ч Ч 1 М-лы Науч -техн совета ОАО "Газпром" - М ООО "ИРЦ Газпром", 2002 - С 5-31

23 Безртутная установка 'Кивка" - современный комплекс для исследования углеводородных систем / Н В Долгушин, А Н Волков, Н А Захаров, Л Г Меламед // Датчики и системы -2003 -№12 - С 29-31

24 Долгушин Н В , Тер-Саркисов Р М , Подюк В Г Современное состояние и пути совершенствования газоконденсатных исследований в ОАО "Газпром" II Газовая промышленность -2004 - №4 - С 12-15

25 Долгушин Н В, Кучеров Г Г Пути совершенствования методического и технического обеспечения и организации газоконденсатных исследований в системе ОАО "Газпром" // Совершенствование методологии исследования на газоконденсат-ность и изменение состава и свойств добываемого конденсата во времени М-лы заседания бюро Науч -техн совета ОАО "Газпром" - М ООО "ИРЦ Газпром", 2006 -С 29-60

26 Анализ современного состояния исследований нефтегазоконденсатных залежей с высоким содержанием конденсата и направления их совершенствования / С Е Ершов, Н В Долгушин, А Н Волков и др // Наука и техника в газовой промышленности -М ООО "ИРЦ Газпром", 2007 -№2(30) -С 41-49

Патенты РФ на изобретения

1 Пат 2143066 1411, МПК Е 21 В 47/06, 43/00 Способ прогнозирования содержания конденсата в пластовом газе и его суммарной добычи для залежи с высоким содержанием конденсата / Н В Долгушин - № 98114627/03, Заявл 24 07 98, Опубл 20 12 99 - Бюл № 35 - С 302-303

2 Пат 2255217 Яи, МПК Е 21 В 47/00, 43/00 Способ прогнозирования изменения фракционного состава конденсата пластового газа в процессе разработки газо-конденсатного месторождения / Н В Долгушин - № 2003126889/03, Заявл 03 09 2003, Опубл 27 06 2005 - Бюл № 18

Полезная модель

1 Свид 8622 Яи, МПК В 01 О 19/00 Установка для дебутанизации конденсата Полезная модель / Н В Долгушин - № 97109984/20, Заявл 13 06 97, Опубл 16 12 98 - Бюл №12 - С 20

Подписано в печать 27 06 2007 г Заказ 7735 Тираж 125 экз Формат 60x84/16 Отпечатано в филиале ООО "ВНИИГАЗ" - "Севернипигаз" по адресу 169300, г Ухта, ул Севастопольская, 1а

Содержание диссертации, доктора технических наук, Долгушин, Николай Васильевич

На правах рукописи

Долгушин Николай Васильевич

Специальность 25.00.

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ.

1 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ ПРОБЛЕМЫ ИЗУЧЕНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ КОНДЕНСАТА В ПЛАСТОВОМ ГАЗЕ И БОЛЬШИМ ЭТАЖОМ ГАЗОНОСНОСТИ.

2 РАЗРАБОТКА НОВОЙ МЕТОДОЛОГИИ ИЗУЧЕНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ КРУПНЫХ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ КОНДЕНСАТА И БОЛЬШИМ ЭТАЖОМ ГАЗОНОСНОСТИ.

2.1 Анализ современного состояния действующей и обоснование основных положений новой методологии.

2.2 Определение понятия, цели и задачи газоконденсатных исследований для залежей с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности.

2.3 Обоснование основных положений системного подхода при изучении газоконденсатной характеристики скважин и залежей.

3 ОБОСНОВАНИЕ НОВОЙ ТЕРМИНОЛОГИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ.

3.1 Анализ проблемы и необходимость создания новой терминологической системы.

3.2 Обоснование исходных положений. Перечень терминов базовой понятийно-терминологической системы.

4 РАЗВИТИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ПРОМЫСЛОВЫХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ.

4.1 Развитие методов определения оптимальных параметров режимов промысловых исследований.

4.1.1 Общая характеристика проблемы выбора режима газоконденсатных исследований.

4.1.2 Разработка методов определения минимально необходимой скорости выноса жидкой фазы с забоя скважин и прогнозирование изменения ее в процессе разработки.

4.1.3 Исследование влияния пористой среды, условий фильтрации и депрессии на достоверность газоконденсатных исследований.

4.2 Совершенствование технологий промысловых газоконденсатных исследований.

4.2.1 Анализ современного состояния.

4.2.2 Классификация методов и технологий промысловых исследований.

4.2.3 Обоснование технологий исследований разведочных скважин.

4.2.4 Разработка и совершенствование промысловых газоконденсатных исследований на УКПГ.

4.3 Разработка технологий промысловых исследований добывающих и нагнетательных скважин в условиях промышленной реализации технологии повышения конденсатоотдачи на Вуктыльском НГКМ.

4.3.1 Анализ проблемы.

4.3.2 Технология промыслового контроля закачки "сухого" газа и отбора добываемой продукции.

5 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ.

5.1 Новые задачи и возможности.

5.2 Технологическая характеристика установок pVT и обоснование направления совершенствования их.

5.3 Методика прогнозирования изменения содержания конденсата в пластовом газе и суммарной добычи его при разработке месторождения на режиме истощения.

5.3.1 Анализ проблемы.

5.3.2 Прогнозирование содержания конденсата в пластовом газе и конденсатоотдачи на основе результатов pVT-исследований.

5.4 Методика прогнозирования изменения фракционного состава конденсата в процессе разработки месторождения.

5.5 Методика прогнозирования изменения компонентного состава ретроградного и пластового конденсата в процессе разработки месторождений на режиме истощения.

5.6 Методика прогнозирования изменения индивидуального компонентного состава газа (Ci, C2l Сз, iC4> nC4l Ск) в процессе разработки газоконденсатных месторождений на режиме истощения.

5.7 Методика прогнозирования изменения плотности пластового газа в процессе разработки газоконденсатных месторождений (для пластовых и стандартных условий).

5.8 Методика прогнозирования изменения коэффициента сверхсжимаемости пластового газа в процессе разработки газоконденсатных месторождений.

6 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ГЕОХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЙ

6.1 Геохимические исследования и их роль в общем комплексе исследовательских работ по изучению ГКХ.

6.2 Обоснование направления развития методов и технологий аналитических исследований сепараторных проб газа и конденсата при определении компонентного состава продукции газоконденсатных скважин.

6.3 Совершенствование технологий разгазирования проб сырого конденсата.

6.3.1 Общие положения.

6.3.2 Дегазация проб сырого конденсата.

6.3.3 Совершенствование технологии дебутанизации конденсата с использованием процесса ректификации.

6.3.4 Технология дебутанизации дегазированного конденсата с использованием процесса вымывания газовых углеводородов потоком гелия

6.4 Системный геохимический контроль и его комплексирование.

7 ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ И УЧЕТ ДОБЫЧИ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ В СОСТАВЕ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН, ХАРАКТЕРИЗУЮЩИХСЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫМ ПРИТОКОМ ГАЗОВЫХ И ЖИДКИХ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ.

7.1 Анализ проблемы.

7.2 Сущность и цели интерпретации результатов газоконденсатного контроля

7.3 Методика расчета удельного содержания конденсата пластового газа и конденсатонефтяных компонентов пластовых жидких флюидов в составе добываемого газа скважин, характеризующихся дополнительным притоком пластовых жидких углеводородных флюидов.

7.4 Учет и планирование добычи углеводородного сырья, полезных ископаемых в условиях разработки месторождения с закачкой "сухого" газа в пласт.

7.4.1 Методика раздельного учета добычи пластового, тюменского и ретроградного газов, пластового и ретроградного конденсата для скважин, характеризующихся поступлением пластовых флюидов в газовой фазе.

7.4.2 Методика раздельного учета добычи пластового, тюменского и ретроградного газов, пластового и ретроградного конденсата для скважин, характеризующихся дополнительным поступлением пластовых жидких флюидов

8 СИСТЕМНЫЙ КОНТРОЛЬ ИЗУЧЕНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ.

9 ИССЛЕДОВАНИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТЕЙ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ВУКТЫЛЬСКОГО НГКМ.

9.1 Анализ результатов исследований по изучению начальной и контролю текущей ГКХв начальный период разработки.

9.2 Обобщение результатов газоконденсатных исследований в период разведки с целью разработки прогнозной конденсатной модели для начальных условий.

9.3 Разработка конденсатопромысловой модели для завершающей стадии разработки Вуктыльского НГКМ.

9.4 Разработка конденсатопромысловой модели Вуктыльского НГКМ.

9.5 Средняя газоконденсатная характеристика месторождения и дифференциальная оценка запасов конденсата.

9.6 Особенности планирования и учета добычи конденсата на Вуктыльском НГКМ. Сопоставление прогнозных и фактических данных.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Методология изучения газоконденсатной характеристики нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности"

Актуальность работы. Современное состояние и тенденции развития ресурсной базы природного газа России и ОАО "Газпром" характеризуются ростом доли разрабатываемых запасов, приходящихся на глубокозалегающие нефтегазоконден-сатные и газоконденсатные залежи с высоким содержанием конденсата. В основных газодобывающих районах запасы на небольших глубинах в большей степени уже освоены. Перспективы развития газовой отрасли в этих районах связаны в основном с разведкой и разработкой глубокозалегающих залежей, а в ближайшей перспективе - с разработкой месторождений на шельфе России и в новых удаленных и труднодоступных районах. Но и здесь со временем необходимо будет переходить к освоению глубокозалегающих залежей, что будет являться долговременным стратегическим направлением развития газовой отрасли.

На смену достаточно простым неглубоким месторождениям все в большей степени приходят глубокозалегающие сложнопостроенные с высокими пластовыми давлениями и температурами и сложным составом пластовых флюидов. Поэтому требуется получение достоверной и полной информации о сложных пластовых газокон-денсатных системах, их промыслово-геологических и геохимических характеристиках. Важнейшей задачей изучения систем является прогнозирование их термодинамического поведения при разработке. Особое значение приобретают исследования газоконденсатной характеристики (ГКХ) залежей; они становятся одним из основных направлений информационного сопровождения разработки и эксплуатации таких залежей.

В конце 1960-х - начале 1970-х годов на начальной стадии освоения газоконденсатной залежи применявшиеся методы и технологии были основаны на опыте исследования газоконденсатных систем с содержанием конденсата в пластовом газе до 100-150 г/м3. Необходимо отметить большую положительную роль этих разработок, послуживших основанием для дальнейшего развития новых методов исследований месторождений углеводородов. Они обеспечили надежные и достоверные результаты изучения пластовых систем, что позволяло прогнозировать их фазовое поведение в процессе разработки месторождений.

Опыт освоения крупнейшего по тем временам Вуктыльского НГКМ (Республика Коми) показал, что для проведения комплексных исследований по изучению состава и фазового поведения сложных углеводородных смесей с высоким содержанием конденсата требуется кардинальный пересмотр концепции в области существующих методов и технологии их изучения. Речь идет о создании нового методологического фундамента в области газоконденсатных исследований Вуктыльского и других месторождений подобного типа, открытых позже (Астраханское, залежи ачимовской свиты месторождений Западной Сибири и т.д.). Такая необходимость обусловлена следующими причинами. Во-первых, научно-методическое и технико-технологическое обеспечение не отвечали значительно усложнившимся требованиям рассматриваемых месторождений, поэтому большой процент промысловых исследований выполнялся с недопустимо большими погрешностями. Во-вторых, газо-конденсатные исследования (ГКИ) проводились по очень ограниченному числу скважин (три-пять в год), а результаты их использовались для планирования и учета добычи конденсата по 170 скважинам, очень сильно отличающимся по геолого-промысловым характеристикам (по положению газоотдающих интервалов, по глубине и т.д.). Бездоказательно принималось, что во все скважины поступает только пла-стовый газ. В-третьих, часть скважин имела индивидуальные закономерности изменения качественной и количественной характеристик добываемой продукции в связи с поступлением пластовых жидких флюидов (сырой ретроградный конденсат, сопутствующие нефти). К 1985 г. количество скважин с жидкостными притоками составляло около 50. Значения ГКХ таких скважин существенно отличались от прогнозных.

По этим причинам складывалось крайне неудовлетворительное положение с планированием и учетом добычи конденсата. Опыт первых газоконденсатных исследований показал, что необходимо принимать во внимание особенности фазового поведения и условий фильтрации с учетом специфики крупных глубокозалегающих нефтегазоконденсатных месторождений (высокое содержание конденсата в пластовом газе, большой этаж газоносности, резко выраженная неоднородность коллекторов) и дифференцированное распределение содержания конденсата в пластовом газе по этажу газоносности. Критический анализ сложившейся ситуации позволил прийти к пониманию того, что с помощью традиционного методологического подхода достичь эффективного решения проблем изучения ГКХ нельзя. И решать многие проблемы пришлось уже в процессе разработки Вуктыльского нефтегазоконденсат-ного месторождения (НГКМ). Но самый главный барьер на пути повышения эффективности изучения ГКХ сложных месторождений типа Вуктыльского - это отсутствие четко сформулированной методологической концепции, позволяющей координировать деятельность по выбору направлений развития нормативно-методического и технико-технологического обеспечения, организации исследовательских работ по изучению ГКХ и мониторинга добычи конденсата, сопутствующих нефтей и пластовых вод.

Одним из главных направлений повышения эффективности разработки месторождений является также применение постоянно действующих геолого-технологических компьютерных моделей разработки залежей. Но надежность этих моделей обеспечивается только при наличии полной и достоверной исходной информации. В настоящее время имеются программные комплексы, способные на достаточно высоком уровне осуществлять прогнозное моделирование разработки залежей. Для этих целей требуется подготовка надежной информационной базы, в основу которой должны быть положены результаты комплексных фундаментальных термогидродинамических исследований газоконденсатных систем крупных нефтега-зоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата. Методы и технологии этих исследований должны быть разработаны на основе новой методологической базы и практического опыта исследований рассматриваемых месторождений. Одним из приоритетных направлений современной прикладной науки является изучение фазового поведения сложных углеводородных систем на установках pVT.

Решению указанных проблем на основании системного подхода и опыта исследований Вукгыльского, Печорогородского и Западно-Соплесского месторождений посвящена эта работа.

Цель работы. Создание и внедрение научных основ термогидродинамических исследований газоконденсатных систем крупных нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности.

Основные задачи исследований.

1. Разработать методологические основы изучения ГКХ крупных нефтегазоконденсатных залежей с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности.

2. Разработать научно-методическое, технико-технологическое обеспечение изучения ГКХ скважин и залежей в процессе разведки и разработки.

3. Разработать научно-методическое и технико-технологическое обеспечение промысловых исследований в процессе промышленной реализации технологии повышения конденсатоотдачи на Вуктыльском НГКМ.

4. Изучить закономерности изменения ГКХ по разрезу залежи Вуктыльского НГКМ в начальных условиях и в процессе разработки.

5. Изучить закономерности фазового поведения пластового газа и фильтрационных процессов пластовых флюидов в ходе разработки залежей на основе газоконденсатных исследований.

Научная новизна.

1. Создана научно-методическая основа методологии газоконденсатных исследований крупных нефтегазоконденсатных залежей с высоким содержанием конденсата в пластовом газе и большим этажом газоносности.

2. Выполненные автором исследования развивают научные основы методического и технико-технологического обеспечения газоконденсатных исследований:

• промысловых, экспериментальных (pVT) и геохимических;

• обработки и интерпретации результатов исследований;

• создания рациональных систем контроля ГКХ и эффективных комплексов исследовательских работ;

• прогнозирования и учета добычи углеводородного сырья.

3. На основании промысловых и экспериментальных исследований впервые установлена закономерность изменения содержания конденсата в пластовом газе по разрезу залежи.

4. Разработана двухфакторная конденсатопромысловая модель, позволившая создать новое методическое обеспечение прогнозирования и учета добываемой продукции и дифференцированного распределения запасов конденсата по разрезу залежи.

5. Впервые в отечественной практике получены научно обоснованные и достоверные результаты по обоснованию фундаментальных закономерностей фазового поведения и процессов фильтрации пластовых флюидов в условиях реальных нефтегазоконденсатных залежей с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности, имеющие чрезвычайно большое значение для теории и практики разработки газоконденсатных месторождений.

Основные защищаемые положения.

1. Методология изучения ГКХ и мониторинга добычи углеводородного сырья для крупных нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности.

2. Теоретическое, научно-методическое и технико-технологическое обоснование промысловых, экспериментальных и геохимических исследований, обработки и интерпретации результатов исследовательских работ, планирования и мониторинга добычи углеводородного сырья.

3. Фундаментальные эмпирические закономерности и новые знания о фазовом поведении пластовых флюидов и фильтрации их в реальных условиях конкретных месторождений.

Практическая значимость работы и внедрение результатов исследований.

Выполненная работа решает важнейшую научно-практическую проблему повышения эффе1сгивности разработки наиболее сложных по углеводородному составу и про-мыслово-геохимическим условиям залегания крупных нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности.

Разработаны и внедрены в практику изучения ГКХ и мониторинга добычи конденсата методики и технологии промысловых, экспериментальных и геохимических исследований на Вуктыльском, Печорогородском, Западно-Соплесском, Югидском, Печорокожвинском месторождениях ООО "Севергазпром", а также на ряде других месторождений ОАО "Газпром". Результаты этих исследований явились основой для нескольких методических руководств и инструкций, семи СТО ОАО "Газпром".

Результаты диссертационной работы использованы в подсчетах запасов и проектах разработки вышеназванных месторождений, технологических схемах эксплуатации Вукгыльского НГКМ в режиме хранилища-регулятора, в проектах эксплуатации опытных и промышленных полигонов Вукгыльского НГКМ и в других технологических документах по разработке и эксплуатации месторождений Тимано-Печорской провинции.

Апробация работы. Основные положения, вошедшие в диссертационную работу, докладывались на отраслевых совещаниях НТС и Комиссии по месторождениям и ПХГ ОАО "Газпром", заседаниях НТС ООО "Севергазпром", ученых советов ВНИИГАЗа и Севернипигаза, а также на российских и международных конференциях.

В частности, результаты доложены и обсуждены на:

• научно-технической конференции "Рациональная разработка газовых, газо-конденсатных месторождений, пути повышения коэффициента конечной газоотдачи" (Ашхабад, 1989 г.);

• Международной конференции "Разработка газоконденсатных месторождений" (Краснодар, 1990 г.);

• Втором Международном симпозиуме "Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы их освоения" (Санкт-Петербург, 2000 г.);

• Научно-техническом совете ОАО "Газпром" "Пути совершенствования методики и организации исследований на конденсатность в ОАО "Газпром" (Москва, 2002 г.);

• 12-м Европейском симпозиуме "Повышение нефтеотдачи пластов. Освоение трудноизвлекаемых запасов" (Казань, 2003 г.);

• Международной научной конференции "Современные проблемы нефтеотдачи пластов. "Нефтеотдача-2003" (Москва, 2003 г.);

• X координационном геологическом совещании ОАО "Газпром" (Сочи, 2004 г.);

Публикации. Основные результаты диссертации отражены в 97 опубликованных работах, в том числе двух патентах, одном свидетельстве на полезную модель и двух монографиях. Восемь работ помещены в изданиях, предусмотренных ВАК РФ для опубликования основных результатов докторских диссертаций. Наиболее значимые из опубликованных работ приведены в автореферате.

Работа выполнена автором в отделе комплексных исследований газоконден-сатных и нефтяных месторождений филиала ООО "ВНИИГАЗ" -"Севернипигаз".

Теоретические основы разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений с учетом фазового поведения и условий фильтрации пластовых флюидов заложены в трудах ученых: Аббасова М.Т., Андреева О.Ф., Басниева К.С., Баренблатта Г.И., Великовского А.С., Гриценко А.И., Гужова Н.А., Гуревича Г.Р., Желтова Ю.В., Желтова Ю.П., Жузе Т.П., Закирова С.Н., Зотова Г.А., Коро-таева Ю.П., Лапука Б.Б., Мирзаджанзаде А.Х., Николаевского В.Н., Рассохина Г.В., Сомова Б.Е., Степановой Г.С., Стрижова Н.Н., Тер-Саркисова P.M., Тривус Н.А., Требина Ф.А., Худякова О.Ф., Чекалюка Э.Б., Шмыгли П.Т., Ширковского А.И.

Особую значимость для разработки научных основ извлечения газоконденсатных смесей имеют теоретические, экспериментальные работы, промысловые исследования, выполненные Алиевым З.С., Басниевым К.С., Брусиловским А.И., Великов-ским А.С., Гацулаевым С.С., Гриценко А.С., Гриценко И.А., Гуревичем Г.Р.,

Дзюбенко А.И., Дурицким Н.Н., Желтовым Ю.П., Жузе Т.П., Задорой Г.И., Имануило-вым Р.Б., Корчажкиным Ю.М., Коротаевым Ю.П., Лапшиным В.И., Леонтьевым И.А., Мискевич В., Мирзаджанзаде А.Х., Намиотом А.Ю., Николаевым В.А., Островской Т.Д., Перепеличенко В.Ф., Рейтенбахом Г.Р., Саввиной Я.Д., Тер-Саркисовым P.M., Трегуб Н.Н., Умаровым А.Х., Худяковым О.Ф., Чашкиной Ю.Г., Ширковским А.И., Юшкиным В.В. и другими.

Из зарубежных авторов следует отметить Джонса А., Катца Д., Курага Ф., Крон-квиста И., Ли Б., Маскета М., Мозеса Ф., Оганика Е., Питцера К., Прауснитца Д., Рида Р., Робинсона Д., Сейджа Б., Стендинга М., Шервуда Т., Эдмистера В., Ярбору-ха Л. и др.

Благодарности. Автор благодарен коллективам филиала ООО "ВНИИГАЗ"-"Севернипигаз" и ООО "ВНИИГАЗ" за всестороннюю поддержку работы.

Автор особо признателен своему учителю доктору технических наук профессору Тер-Саркисову P.M. за большую помощь в процессе совместной работы по решению проблем, рассматриваемых в диссертации.

Автор выражает благодарность за помощь в подготовке и оформлении диссертации Мироновой Т.В., Корненковой М.В., за поддержку и внимание при работе над диссертацией - Гурленову Е.М., Гужову Н.А., Иванову В.В., Ермаку В.И., Мордвинову А.А., Назарову А.В., Николаеву В.А., Цхадая Н.Д., Шелемею С.В.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Долгушин, Николай Васильевич

Основные результаты расчетов удельного содержания конденсатонефтяных компонентов пластового газа, выпавшего в пласте конденсата и пластовой нефти в составе добываемого газа, дебитов компонентов пластовых флюидов в его составе при исследовании скв. 108 Печорокожвинского НГКМ (29.10.1997 г.)

Наименование показателя Значение показателя

1. Дебит газа сепарации добываемого газа (Qrc), тыс.м3/сут 123

2. Содержание конденсатонефтяных компонентов в добываемом газе из 225 расчета на 1 м3 "сухого" добываемого газа (Ч^н дг )•

3. Содержание конденсатонефтяных компонентов в добываемом газе из 227 расчета на 1 м3 "сухого" пластового газа (qKH.flr). г/м3

3.1. Конденсат пластового газа (q^nr) 174

3.2. Ретроградный конденсат ^ркДг) 28

В том числе конденсат растворенного газа пластового 1 конденсата (qK.prnK)

3.3. Нефть (qH.flr) 24

3.4. Углеводороды С5+в растворенного нефтяного газа (Чс5+вРнг) 1

4. Дебит "сухого" добываемого газа (Осх.дг), тыс.м3/сут 131

4.1. Дебит "сухого" пластового газа (Qcx.nr). тыс.м3/сут 129,8

4.2. Дебит "сухого" газа, растворенного в сыром ретроградном конденсате 0,64

Осхгсрк), тыс.м3/сут

4.3. Дебит "сухого" растворенного нефтяного газа (0СхРнг), тыс.м3/сут 0,56

5. Дебиты конденсатонефтяных компонентов, т/сут

Всего в добываемом газе (GKH.Ar) 29,3

5.1. Конденсат пластового газа (GK.nrflr) 22,6

5.2. Ретроградный конденсат (GpK) 3,5

5.3. Нефть (GH) 3,1

5.3. Углеводороды С5+в в составе растворенного нефтяного газа (GC5+bPHI.) 0,1

Рис. 7.7. Состав "сухого" добываемого газа в продукции скв. 108 Печорокожвинского НГКМ (29.10.1997 г.)

Рис. 7.8. Схема учета накопленной добычи углеводородов и списания запасов их с государственного баланса по скв. 108 Печорокожвинского НГКМ на основании результатов исследований 29.10.1997 г.

7.4 Учет и планирование добычи углеводородного сырья, полезных ископаемых в условия* палпаботки местооожления с

J Ш~ ~~ И" - - - в закачкой "сухого" газа в пласт

Методика предназначена для скважин "сухого поля". Это означает, что это будут скважины, в которые нет поступления углеводородов, находящихся в пластовых условиях в жидкой фазе. Но добываемый газ не будет являться также и пластовым, так как в скважину, кроме пластового, поступает закачиваемый газ с растворившимся в нем газовыми и жидкими ретроградными компонентами. Конденсатогазовый фактор (КГФ) этих скважин будет носить индивидуальный характер. Поэтому такие скважины "сухого поля" обозначаются термином "прорывные добывающие скважины", а продукция их - как "добываемый газ" (или иначе: продукция скважины). Продукцию этих скважин уже нельзя характеризовать как пластовый газ. Пластовые газовые флюиды, поступающие в скважины, подразделяются на три группы: пластовый, тюменский и ретроградный газы. Конденсатообразующие компоненты таких скважин также подразделяются на три группы: конденсат пластового газа, ретроградный и тюменский конденсаты. Конденсатогазовый фактор на основе промысловых исследований можно определить только из расчета на 1 м3 "сухого" добываемого газа (qK.nC). А так как КГФ и все прогнозные зависимости при проектировании и контроле разработки определяются из расчета на 1 м3 "сухого" пластового газа, то КГФ необходимо пересчитать на "сухой" пластовый газ.

Рассчитать содержание каждого газа в составе продукции скважины можно будет при условии разделения ее на два потока, а затем по содержанию определенных компонентов рассчитать содержание каждого потока. Пластовый газ находится в равновесии с пластовой жидкой фазой, к тому же в нем в значительных количествах содержатся компоненты С2-С4, С5, которые наиболее интенсивно будут испаряться из ретроградного сырого конденсата, поэтому его необходимо выделить в отдельный псевдокомпонент. Следовательно, второй псевдокомпонент будет представлять собой смесь тюменского и ретроградного газов [110]. Обозначим его как "прорвавшийся тюменский газ". Анализируя состав тюменского газа (табл. 7.3), приходим к выводу, что наиболее предпочтительным компонентом, по которому следует разделить продукцию скважины на два потока, является азот.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Автором обобщены основные выводы и рекомендации.

1. Впервые проведено исследование эффективности действующей методологии изучения газоконденсатной характеристики крупных глубокозалегающих нефте-газоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности и сделан вывод о необходимости разработки новой методологии изучения ГКХ, обладающей новым теоретическим, нормативно-методическим и технико-технологическим базисом.

2. Разработаны и внедрены в научную и практическую деятельность по освоению рассматриваемых месторождений методы и технологии газоконденсатных исследований на базе новой методологии, основанной на системном подходе и системном анализе, использовании наукоемких и высокотехнологичных систем информационного обеспечения, научно обоснованном планировании и системной организации исследовательских работ.

3. В свете современных требований научной и практической деятельности по освоению рассматриваемых месторождений разработана научно обоснованная понятийно-терминологическая система, позволяющая однозначное толкование понятий и наиболее полно отражающая суть современных представлений теории и методологии изучения месторождений.

4. Разработано и внедрено в практическую деятельность научно-методическое и технико-технологическое обеспечение всего комплекса исследовательских работ:

• промысловых, экспериментальных (pVT) и геохимических;

• обработки и интерпретации результатов исследований;

• создания рациональных систем контроля ГКХ и эффективных комплексов исследовательских работ;

• прогнозирования и учета добычи углеводородного сырья.

5. Разработана технология промысловых исследований, прогноза и учета добываемой продукции для решения задачи оценки технологической эффективности разработки месторождений с применением метода повышения конденсатоотдачи, основанного на прокачке "сухого" газа через истощенный пласт на поздней стадии разработки.

6. Разработаны и приняты в газовой отрасли нормативные документы по научно-методическому и технико-технологическому обоснованию промысловых, экспе

376 риментальных (pVT), геохимических видов исследований, позволяющих получать достоверную и полную информацию в условиях крупных нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности.

7. На основании исследований месторождений Тимано-Печорской провинции доказана высокая эффективность научно обоснованных автором систем контроля ГКХ, разработанных на базе новой методологии изучения газоконденсатных систем и мониторинга добычи углеводородного сырья.

8. С использованием результатов промысловых, экспериментальных и геохимических видов исследований установлены фундаментальные эмпирические закономерности и получены новые знания о фазовом поведении и фильтрации пластовых флюидов в реальных условиях конкретных залежей, разрабатываемых на режиме истощения и с применением технологии повышения конденсатоотдачи. Полученные знания значительно изменили существующие представления по этим вопросам и имеют важное значение для теории и практики разведки и разработки сложнейших и малоизученных месторождений, приобретающих все большее значение для будущего развития газовой отрасли.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Долгушин, Николай Васильевич, Ухта

1. Алиев З.С., Власенко А.П., Андреев С.А. Определение критического дебита в газовых скважинах // Газовая промышленность. 1975. - № 2. - С. 27-30.

2. Асланов Ш.С., Петрушевский Е.И., Хыдыркулиев Б. Экспериментальное исследование дифференциальной конденсации газоконденсатной системы при наличии и отсутствии пористой среды // Изв. ВУЗов. Сер. Нефть и газ. 1974. - № 10. -С. 108-112.

3. Бараз В.Н. Совершенствование планирования и учета продукции газоконденсатных месторождений // Газовая промышленность. 1975. - №2. - С.27-30.

4. Баталии О.Ю., Брусиловский А.И., Закиров М.Ю. Фазовые равновесия в системах природных углеводородов. М.: Недра, 1992. -272 с.

5. Басниев К.С. Разработка месторождений природных газов, содержащих неуглеводородные компоненты. М.: Недра, 1986. - 183 с.

6. Безртутная установка "Ruska" современный комплекс для исследования углеводородных систем / Н.В. Долгушин, А.Н. Волков, Н.А. Захаров, Л.Г. Меламед II Датчики и системы. - 2003. - № 12. - С. 29-31.

7. Белов В.И., Тюшев Н.А., Ляпкало Ю.И. К оценке величины минимального дебита, при котором обеспечивается вынос конденсата с забоя скважины // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений / ВНИИЭГазпром. М., 1974.-№ 2.-С. 10-14.

8. Берлин А.Я. Техника лабораторной работы в органической химии. М.: ГХИ, 1963.-С. 157-173.

9. Брусиловский А.И., Былинкин Г.П. Новый подход к подсчету запасов нефти, газа и конденсата на единой методологической основе // Геология нефти и газа. -1990.-№ 11.-С. 35-39.

10. Будымка В.Ф., Холошня Г.Г. Оперативный расчет расхода газа на газовых промыслах// Газовое дело. 1971. - № 6. - С. 11-15.

11. Бураков Ю.Г., Долгушин Н.В. Расчеты дебита газа сепарации, измеренного по методу переменного перепада давления // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений / ВНИИЭГазпром. 1979. - № 4. - С. 20-26.

12. Васильев Ю.Н. Автоматизированная система управления разработкой газовых месторождений. М.: Недра, 1987. - 138 с.

13. Великовский А.С., Козловцева З.И., Юшкин В.В. Влияние пористой среды на потери конденсата в пласте // Газовая промышленность. 1971. - № 2. - С.5-8.

14. Великовский А.С., Юшкин В.В. Газоконденсатные месторождения. М.: ГОСИНТИ, 1959.- 111 с.

15. Ворожбицкий В.М., Долматов И.В. Газоконденсатные исследования как им доверять? // Газовая промышленность. - 1992. - № 12. - С. 31.

16. Временная инструкция по исследованию на газоконденсатность малодебит-ных скважин. Ташкент: ИГИРНИГМ, 1973. - 25 с.

17. Временная инструкция по учету запасов конденсата находящихся в разработке месторождений. М.: ВНИИГАЗ, 1977. - 22 с.

18. Временное методическое руководство по исследованию газоконденсатной характеристики месторождений с высоким содержанием конденсата в пластовом газе. М.: ВНИИГАЗ, 1986. - 154 с.

19. Газоконденсатные системы и методы их изучения // Сб. науч. тр. УкрНИРИ. -М.: Недра, 1984.-152 с.

20. Горная энциклопедия в пяти томах / Гл. ред. Е.А.Козловский; ред. кол.: М.И.Агошков, Н.К. Байбаков, А.С.Болдырев и др. М.: Советская энциклопедия, 1987.

21. Горное дело: Терминологический словарь / Г.Д. Лидин, Л.Д. Воронина, Д.Р.Каплунов и др. 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1990. - 694 с.

22. ГОСТ 8.010-72. Государственная система обеспечения единства измерений. Общие требования к стандартизации и аттестации методик выполнения измерений. -М.: Госкомитет стандартов, 1972. 3 с.

23. ГОСТ 14920-69. Газ сухой. Метод определения компонентного состава. М., 1969.

24. ГОСТ 23781-87. Газы горючие природные. Хроматографический метод определения компонентного состава.

25. Гриценко А.И., Островская Т.Д., Юшкин В.В. Углеводородные конденсаты месторождений природного газа. М.: Недра, 1983. - 263 с.

26. Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей. М.: Недра, 1984. - 264.

27. Гуревич Г.Р., Критская С.Л. Оценка конденсатоотдачи пласта // Обзор, ин-форм. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений / ВНИИЭГазпром. М., 1980. -№8.-41 с.

28. Зв.Гусейн-Заде З.И., Алексеров С.С. Определение минимальной скорости газа, необходимой для начала выноса конденсата из скважины. Изв. вузов, Нефть и газ. -1965.-№ 4.-С. 33-36.

29. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата: Справочное руководство / Под ред. Ю.П. Коротаева, Р.Д. Мартулова. М.: Недра, 1984. - 288 с.

30. Долгушин Н.В. В двадцать первый век с новой терминологией // Пути совершенствования методики и организации исследований на конденсатность в ОАО "Газпром". В 2-х ч. Ч. 1: М-лы Науч.-техн. совета ОАО "Газпром". М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2002. - С. 145-164.

31. Долгушин Н.В., Гурленов Е.М. Технология газоконденсатных исследований через УКПГ (на примере Вуктыльского месторождения) // Повышение эффективности систем разработки месторождений природного газа. М.: ВНИИГАЗ, 1985. -С. 137-152.

32. Долгушин Н.В., Зотов Г.А. Влияние режима работы скважин на представительность газоконденсатной характеристики II Научно-технические проблемы разработки газоконденсатных и газонефтяных месторождений: Сб. тр. ВНИИГАЗа. М., 1987.-С. 40-47.

33. Долгушин Н.В, Князева Т.Н., Трофимова Н.В. Внедрение в практику газоконденсатных исследований экспрессной газохроматографической методики определения фракционного состава конденсатов и нефтей: Сб. науч. тр. УИИ. Ухта, 1996. -№2.-С. 122-126.

34. Долгушин Н.В. Концепция реорганизации и развития служб по исследованию разведочных скважин в ОАО "Газпром" // Нефтегаз. № 2. - 2005. - С.61-64.

35. Долгушин Н.В. Концепция создания мобильной сепарационной установки для газоконденсатных исследований разведочных скважин II Докл. X координационного геол. совещ. ОАО "Газпром", апр. 2004 г., Сочи. М., 2004. - С 137-142.

36. Долгушин Н.В., Мосендз В.А., Новиков А.А. Прогнозирование коэффициента сжимаемости пластовых газов // Геология нефти и газа. 1988. - № 8. - С. 18-20.

37. Долгушин Н.В., Новиков А.А. Разработка и обоснование технологии дебутанизации // Технологические проблемы освоения газоконденсатных месторождений: Сб. тр. ВНИИГАЗа. М„ 1986. - С. 73-83.

38. Долгушин Н.В. О точности определения дебитов газа сепарации на технологических линиях УКПГ И Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений У ВНИИЭГазпром. 1981. - № 9. - С. 37-48.

39. Долгушин Н.В. Современное состояние проблемы изучения газоконденсатной характеристики // Газовая промышленность. -1992. № 6. - С. 28.

40. Долгушин Н.В. Терминология и основные положения технологии газоконденсатных исследований. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2004. -140 с.

41. Долгушин Н.В., Тер-Саркисов P.M., Подюк В.Г. Современное состояние и пути совершенствования газоконденсатных исследований в ОАО "Газпром" // Газовая промышленность. 2004. - № 4. - С. 12-15.

42. Дурицкий Н.Н., Лютомский С.М. К вопросу выбора оптимального режима при исследовании газоконденсатных скважин // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений / ВНИИЭГазпром. 1978. - № 11. - С. 9-15.

43. Дурицкий Н.Н. Разработка метода определения оптимальных условий выноса жидкости при исследовании газоконденсатных скважин: Автореф. дис.канд. техн. наук. М.: МИНГ, 1985.-20 с.

44. Желтовский В.И., Корчажкин Ю.М. Выбор оптимальных условий отбора проб при газоконденсатных исследованиях разведочных скважин // Теория и практика разработки газовых месторождений Западной Сибири. М.: ВНИИГАЗ, 1985. -С. 110-117.

45. Желтов Ю.В., Латонов В.В. Оценка влияния пористой среды на давление начала конденсации // Газовое дело. 1971. - № 2. - С. 4-7.

46. Задора Г.И. Методы и установки для газоконденсатных исследований скважин // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений / ВНИИЭГазпром. 1978. - 28 с.

47. Задора Г.И. Терминология при газоконденсатных исследованиях // Газовая промышленность. -1980. № 1. - С.27.

48. Зайцев И.Ю. Газоконденсатные исследования на Оренбургском месторождении // Газовая промышленность. 1980. - № 8. - С. 48-50.

49. Зайцев И.Ю. Исследование газоконденсатной характеристики с сероводоро-досодержащим газом (на примере Оренбургского и Астраханского месторождений): Автореф. дис. канд. наук. М.: ВНИИГАЗ, 1981. - 22 с.

50. Зайцев И.Ю. Изменение компонентного состава газа при исследовании скважины // Газовая промышленность. № 10. - С. 32-35.

51. Зотов Г.А. Геотехнологические основы использования газодинамических методов оценки дренируемых запасов газа. М., 2000. - 54 с.

52. Ильковский К.Б. Определение минимальной скорости газа, необходимой для выноса жидкости с забоя скважин // Разработка газовых месторождений. Добыча и транспорт газа / Саратовский ун-т, ВНИПИГаздобыча. 1974. - № 2. - С. 19-28.

53. Инструкция по комплексному исследованию газоконденсатных пластов и скважин / Под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. М.: Недра, 1980. - 301 с.

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

55. Исследование природных газоконденсатных систем (методическое руководство) / Н.В.Долгушин, Ю.М.Корчажкин, Д.З. Сагитова и др. М.: ВНИИГАЗ, 1994. -257 с.

56. Караулов В.Б., Никитина М.А. Геология. Основные понятия и термины: Справочное пособие. Изд. 3-е, испр. - М.: КомКнига, 2006. - 152 с.

57. Киркинская В.Н., Смехов Е.М. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа.-Л.: Недра, 1981.-225 с.

58. Клапчук О.В., Елим Н.Н. Сбор и транспорт газа от месторождений до газоперерабатывающих заводов // Подготовка и переработка газа и газового конденсата / ВНИИЭГазпром. 1978. - 58 с.

59. Кокин В.Н. Недропользование: теоретико-правовой анализ. М.: ООО "Нестор Академик Паблишерз", 2005. - 224 с.

60. Комплексные промысловые исследования на Оренбургском месторождении/ К.С. Басниев, А.Г. Шаталов, А.И. Ширковский и др.: Обзор. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений / ВНИИЭГазпром. М., 1980.-43 с.

61. Контроль за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений / Г.В. Рассохин, И.А. Леонтьев, В.И. Петренко и др. М.: Недра, 1979. - 272 с.

62. Королев М. Закон должен быть голосом разума // Юридический вестник. -2004.-№1.-С.2-3.

63. Коротаев Ю.П., Гвоздев Б.П., Гриценко А.И. Подготовка газа к транспорту. -М.: Недра, 1973.-240 с.

64. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа: Учебник для вузов. М.: Недра, 1984.

65. Корчажкин Ю.М., Алексеев А.А., Долгушин Н.В. Подготовка исходных параметров для подсчета запасов конденсата, бутанов, пропана и этана // Геология нефти и газа. 1982. - № 3. - С. 28-29.

66. Корчажкин Ю.М., Долгушин Н.В. Изучение структуры потока отсепариро-ванного газа на месторождении Вуктыл // Геология, бурение и разработка газовых месторождений: Экспресс-информ. / ВНИИЭГазпром. -1979. № 22. - С. 15-18.

67. Корчажкин Ю.М. Инструкция по оценке потенциального конденсатосодержания для различных геолого-промысловых условий (первая редакция). М., 1992. -314 с.

68. Корчажкин Ю.М., Долгушин Н.В., Ходяков А.А. О влиянии охлаждения проб газа сепарации на их представительность // Разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений / ВНИИЭГазпром. -1981. № 8. - С. 16-21.

69. Корчажкин Ю.М., Куликова Н.Г. Определение потенциального содержания конденсата по результатам исследования скважин // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений / ВНИИЭГазпром. М., 1977. - № 9. -С. 16-19.

70. Кожевников Н.И., Кушниров В.В., Юшкин В.В. Результаты исследования скважин на газоконденсатность при различных депрессиях на пласт // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений / ВНИИЭГазпром. М., 1976.-№12.-С. 3-7.

71. Корчажкин Ю.М. Результаты исследований газоконденсатных месторождений // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений / ВНИИЭГазпром. М„ 1980. - № 3. - С. 25-28.

72. Кравцов Н.А., Чашкин Ю.Г., Эмануилов Р.Б. Аналитическое определение содержания конденсата в добываемом газе по пластовым потерям // Газовое дело. -1971. -№ 10.-С. 16-19.

73. Краткая энциклопедия нефтегазовой геологии / Гл. ред. Р.И.Вяхирев. М.: Изд-во Акад. горн, наук, 1998. - 576 с.

74. К уточнению метода анализа дегазированного конденсата при газоконденсатных исследованиях / А.Е. Юдин, А.А. Самарин, J1.H. Алисиевич, Е.М. Гурленов, Н.В. Долгушин // Газовая промышленность. 1984. - № 3. - С. 46-47.

75. Лапшин В.И. Физическое моделирование фазовых превращений нефтега-зоконденсатных систем сложного состава в процессе разведки, разработки и эксплуатации глубокозалегающих месторождений: Дис. д-ра техн. наук. Астрахань, 2000. - 390 с.

76. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра, 1979.319 с.

77. МВИ 12897202-06-02. Газы горючие, природные (жирные). Методика выполнения измерений объемной доли компонентов методом газовой хроматографии.

78. МВИ 12897202-07-02. Газы дегазации нефтей и конденсатов. Методика выполнения измерений объемной доли компонентов методом газовой хроматографии.

79. МВИ 12897202.01-99. Дегазированный конденсат. Методика выполнения измерений массовой доли лёгких углеводородов СгСб.

80. Методика исследования газоконденсатных месторождений / А.С. Великов-ский, В.В. Юшкин, О.Ф. Худяков и др. // Изучение газоконденсатных месторождений: Сб. науч. тр. ВНИИГАЗа. М„ 1962.-Вып. 17/25. -С.11-32.

81. Методика определения зависимости содержания конденсата в газах сепарации по результатам газоконденсатных исследований скважин, проведенных на промышленном полигоне "Конденсат-3" Вуктыльского НГКМ / Н.В. Долгушин,

82. Метод исследования условий выноса конденсата с забоя скважин / Н.В.Долгушин, А.А. Новиков, А.А. Короткое, А.А. Ходяков // Повышение эффективности систем разработки месторождений природного газа: Сб. науч. тр. ВНИИГАЗа. -М„ 1988.-С. 26-36.

83. Методические рекомендации по расчету потенциалов газов разгазирова-ния конденсата / ВНИИГАЗ; Сост. Я.В. Саввина и др. М., 1975. - 21 с.

84. Методическое руководство по подсчету балансовых и извлекаемых запасов конденсата, этана, пропана, бутанов, неуглеводородных компонентов и определение их потенциального содержания в пластовом газе. М.: ВНИИГАЗ, 1984. - 38 с.

85. B.И. Старосельский, В.В. Юшкин. -М., 1990.-45 с.

86. Методическое руководство по применению методов извлечения конденсата, выпавшего в пласте в процессе разработки (вторичные методы повышения кон-денсатоотдачи) / Н.Н. Трегуб, Н.А. Гужов, О.Н. Соловьев, Н.В. Долгушин и др. М.: ВНИИГАЗ, 1987.-104 с.

87. Методическое указание по учету изменения текущего потенциального содержания конденсата (С5+) в извлекаемом из пласта газе при разработке газоконденсатных месторождений. М., 1989. -15 с.

88. Мирзаджанзаде А.Х., Ковалев А.Г., Дурмишьян А.Г. Разработка газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1967. - 356 с.

89. Мирзаджанзаде А.Х., Нурмамедова З.А., Разамат М.С. Влияние сорбцион-ных процессов на величину запасов газа // Геология нефти и газа. 1974. - № 2. -С. 16-21.

90. Мицкевич В.Е. Влияние пористой среды на фазовые превращения газоконденсатных систем // Проблемы нефти и газа Тюмени. -1980. Вып. 47. - С.47-51.

91. Мицкевич В.Е., Корчажкин Ю.М. Особенности исследования скважин при больших депрессиях на пласт // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений / ВНИИЭГазпром. 1979. - С. 23-27.

92. Налоговый кодекс Российской Федерации. Части первая и вторая. М.: ТК Велби, Изд-во Проспект, 2006. - 704 с.

93. 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.

94. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов. Понятия, определения, термины: Учеб. Пособие для вузов / Ю.И.Брагин, С.Б.Вагин, И.С.Гутман, И.П.Чоловский. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2004. - 399 с.

95. Нефтегазопромысловая геология: Терминологический справочник / Под ред. М.М. Ивановой. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: АО "ТВАНТ", 1994. - 280 с.

96. Никоненко И.С., Васильев Ю.Н. Газодобывающее предприятие как сложная система. М.: Недра, 1998. - 343 с.

97. Новая концепция организации газоконденсатных исследований в ОАО "Газпром" / Н.В. Долгушин, В.А. Пономарев, С.Е. Ершов и др. // VIII координационное геол. совещ. ОАО "Газпром", Сочи, апр. 2002 г. М.: ООО "ИРЦ Газпром". -2002. - С. 79-90.

98. Основы технологии добычи газа / А.Х. Мирзаджанзаде, О.Л.Кузнецов, К.С.Басниев, З.С.Алиев. М.: ОАО "Изд-во Недра", 2003. - 880 с.

99. Островская Т.Д., Баргашевич О.В., Ермакова В.И. Определение оптимальных условий представительных проб конденсата при опробовании разведочных скважин // Геология нефти и газа. 1986. - № 6. - С. 42-44.

100. ОСТ 39-112-80. Нефть. Типовое исследование пластовой нефти. Объем исследования. Форма представления результатов: Утв. и введен 23 янв. 1980 г., № 60. 80 с.

101. Отбор проб и анализ природных газов нефтегазоносных бассейнов / В.А. Ванюшин, Л.М. Завьялова, Г.С. Коробейник и др.; Под ред. И.С. Старобинца, М.К. Калинко. М.: Недра, 1985. - 239 с.

102. Перельман В.И. Краткий справочник химика. М.: Химия, 1964. - С. 144,

103. Пешкин М.А., Тер-Саркисов P.M., Славская М.Ю. Роль сорбционных процессов в разработке газовых месторождений // Газовая промышленность. 1979. -№ 9. - С. 32-34.

104. Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений / ВНИИ-ГАЗ; Рук. Г.А.Зотов, Н.Г.Степанова. М., 2001. - 120 с.

105. Прогнозирование состава добываемого и выпадающего в пласте конденсата / Н.В. Долгушин, В.П. Рыжко, С.Н. Бедрак, И.В. Кучерявая II Повышение эффективности систем разработки месторождений природного газа: Сб. науч. тр. ВНИИГАЗа. М., 1988. - С. 36-45.

106. Промыслово-геологическое обеспечение систем добычи газа / А.И.Гриценко, А.Н.Дмитриевский, О.М.Ермилов и др. М.: Недра, 1992. - 368 с.

107. РД 50-213-80. Правила измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами. М.: Изд-во стандартов, 1982. - 319 с.

108. Регламент составления проектных документов по разработке газовых и газоконденсатных месторождений: Утв. зам. Пред. Правл. ОАО "Газпром" Ремизовым В.В. 5.02.1999 г. М., 1999. - 87 с.

109. Рейтенбах Г.Р., Трегуб Н.Н. Опыт разработки Вуктыльского газоконденсат-ного месторождения // Разработка и эксплуатация Вуктыльского газоконденсатного месторождения. М.: ВНИИГАЗ, 1979. - С. 102-125.

110. Репин А.Г. Краткий толковый словарь по газу и нефти (Brief gas-oil glossary) / Под ред. В.А. Скоробогатова, Н.Н. Соловьева, В.А. Истомина, А.К.Зайцева. М.: ООО "Геоинформмарк", 2006. - 128 с.

111. Российская газовая энциклопедия / Гл.ред. Р.Вяхирев. М.: Большая Российская энциклопедия, 2004. - 527 с.

112. Руководство по восстановлению продуктивности газоконденсатных скважин / А.А. Гриценко, В.В. Ремизов, P.M. Тер-Саркисов, Н.В. Долгушин и др. И ВНИИГАЗ.- 1995.-65 с.

113. Руководство по исследованию скважин / А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов и др. М.: Наука, 1995. - 523 с.

114. Савчук Я.В. Определение содержания конденсата в пластовом газе по пластовым потерям // Нефтяная и газовая промышленность. 1989. - № 1. - С. 3032.

115. Садых-заде Э.С., Мамедов Ю.Г., Рафибейли Н.К. К определению динамического давления начала конденсации в присутствии пористой среды // Изв. ВУЗов. Сер. Нефть и газ. -1963. № 12. - С. 33-34.

116. Свид. 8622 RU, МПК В 01 D 19/00. Установка для дебутанизации конденсата. Полезная модель / Н.В. Долгушин. № 97109984/20; Заявл. 13.06.97; Опубл. 16.12.98. - Бюл. №12. - С. 20.

117. Сафаров И.А., Кулаков В.В., Фай Н.Т. К методике исследования газоконденсатных скважин // Проблемы нефти и газа Тюмени. Тюмень, 1982. - № 56. -С. 16-19.

118. Сергеев В.И. Новые шаги государства к удушению налогоплательщика (или нестандартный взгляд на изменения в уголовном законодательстве) // Безопасность бизнеса. 2004. - № 3. - С. 2-7.

119. Соколов Б.И. Природный газ: базовая терминология // Газовая промышленность. 2003. - № 6. - С. 91-92.

120. Сплат А.П. Добыча и транспорт нефти и газа. Часть 1. Пер. с англ. М.: Недра, 1980. - 375 с. (Пер. изд. ВНР, 1975).

121. Степанюк Е.И., Зубкова НА К вопросу определения изменения содержания углеводородов С5+ в пластовых газах // Нефтяная и газовая промышленность. -1979. № 1. - С. 32-34.

122. Степанова Г.С. Метод расчета изменения содержания фракции пентан плюс вышекипящие в газе // Газовое дело. -1965. № 8. - С. 7-10.

123. Степанова Г.С. Фазовые превращения углеводородных смесей газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1974. - 224 с.

124. СТО Газпром 2-3.3-101-2007. Методика определения индивидуального состава бензиновых фракций в нефтях и конденсатах без предварительного фракционирования. Введ. 02.07.07. - М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2007. - 37 с.

125. СТО Газпром 2-3.3-098-2007. Методика определения фракционного состава (С1-С9, С1-С10, С1-С11) бензиновых фракций нефтей и конденсатов без предварительного фракционирования. Введ. 02.07.07. - М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2007. -28 с.

126. СТО Газпром 2-3.3-103-2007. Методика прогнозирования изменения индивидуального состава пластового газа (Ci, С2, С3, С4, С5+в) в процессе разработки газоконденсатных месторождений. Введ. 02.07.07. - М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2007. -23 с.

127. СТО Газпром 2-3.3-105-2007. Методика прогнозирования изменения плотности пластового газа в процессе разработки газоконденсатных месторождений (для пластовых и нормальных условий. Введ. 02.07.07. - М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2007. -27 с.

128. СТО Газпром 2-3.3-104-2007. Методика прогнозирования содержания конденсата в пластовом газе и суммарной добычи конденсата при разработке газоконденсатных месторождений на режиме истощения. Введ. 02.07.07. - М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2007. - 39 с.

129. СТО Газпром РД 2.2-161-2005. Методика прогнозирования изменения коэффициента сверхсжимаемости пластового газа в процессе разработки газоконденсатных месторождении. Введ. 22.06.05. - М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2007. - 34 с.

130. СТО Газпром 2-3.3-099-2007. Методика прогнозирования изменения компонентного состава конденсата пластового газа в процессе разработки газоконденсатных месторождений. Введ. 02.07.07. - М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2007. - 27 с.

131. Термины и понятия отечественного недропользования (словарь-справочник) / А.И.Кривцов, Б.И.Беневольский, В.М.Минаков, И.В.Морозов; Под ред. Б.А.Яцкевича. М.: ЗАО "Геоинформмарк", 2000. - 344 с.

132. Тер-Саркисов P.M., Долгушин Н.В., Подюк В.Г. Газоконденсатные исследования крупных месторождений // Газовая промышленность. 1997. - № 3. - С. 36-37.

133. Тер-Саркисов P.M., Долгушин Н.В., Князева Т.Н. Полный комплекс газо-хроматографических исследований при газоконденсатных исследованиях // Газовая промышленность. 1997. - № 10. - С. 36-38.

134. Тер-Саркисов P.M., Николаев В.А. Сорбционные процессы и разработка газоконденсатной залежи // Обзор, информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений / ВНИИЭГазпром. М., 1984. - № 1. - 40 с.

135. Технологии повышения конденсатоотдачи пластов / Н.В. Долгушин, Н.А. Гужов, Ю.В. Илатовский и др. // Актуальные проблемы освоения, разработки и эксплуатации месторождений природного газа: Сб. науч. тр. ООО "ВНИИГАЗ". М., 2003. - С. 40-49.

136. Тихомирова С.Р., Ананченко А.Д. Словарь-справочник Российского недропользования. Официальные термины и понятия. М., 2004. - 861 с.

137. Требин Ф.А., Задора Г.И. Экспериментальное изучение влияния пористой среды на фазовые превращения газоконденсатных смесей // Изв. ВУЗов. Сер. Нефть и газ.-1968.-№8.-С. 37-41.

138. Умаров А.Х. Исследование низкодебитных высоконапорных скважин с подачей газа газопровод: Обзор. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений / ВНИИЭГазпром. М., 1983. - № 8. - 38 с.

139. Умаров А.Х., Козьмина Т.П. Техника и технология повышения конденсатоотдачи пластов // Обзор, информ. Сер. Важнейшие научно-технические проблемы газовой промышленности / ВНИИЭГазпром. М., 1985. - № 9. - 37 с.

140. Умаров А.Х. Промысловые условия максимальной добычи конденсата // Газовая промышленность. 1983. - № 6. - С. 5.

141. Федорцев В.К., Юдин А.Г., Мискевич В.Е. Исследование пластовых газоконденсатных систем при разведке месторождений Западной Сибири: Сб. науч. тр. Запсибнигни. Тюмень, 1980. - Вып. 159. - С. 85-95.

142. Худяков О.Ф. Методы изучения фазовых превращений газоконденсатных смесей применительно к исследованию конденсатных скважин: Дис. . канд. техн. наук.-М„ 1968.-248 с.

143. Худяков О.Ф. Определение извлекаемых запасов С5+высшие из газокон-денсатной залежи // Газовая промышленность. 1969. - № 12. - С. 3-6.

144. Худяков О.Ф., Саввина Я.Д., Юшкин В.В. Инструкция по исследованию газоконденсатных месторождений на газоконденсатность. М.: Недра, 1975. - 70 с.

145. Чашкин Ю.Г. Об определении минимально допустимого дебита газоконденсатных скважин // Газовое дело. 1968. - № 10. - С. 7-10.

146. Шамсутдинов P.M., Горшенев B.C. Оптимизация режима работы скважин в условиях водопроявлений // Научно-технические проблемы разработки газоконденсатных и газонефтяных месторождений. М.: ВНИИГАЗ, 1987. - С. 101-108.

147. Шахназаров М.Х. Теория и практика эксплуатации конденсатных месторождений. Баку: Азнефтеиздат, 1944. - 91 с.

148. Ширковский А.И. Интерпретация результатов газодинамических исследований газоконденсатных скважин: Обзор. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений / ВНИИЭГазпром. М., 1977. - 32 с.

149. Ширковский А.И. Комплексные промысловые исследования на газоконден-сатном месторождении Камбей: Обзор. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений / ВНИИЭГазпром. М., 1969. - 74 с.

150. Эммануилов Р.Б., Горохова В.В. К вопросу оценки представительности смеси // Газовое дело. 1972. - № 6. - С. 10-15.

151. Эмануилов Р.Б. Оценка минимально допустимого дебита газоконденсатной скважины // Газовое дело. -1972 .- № 9. С. 32-36.

152. Юшкин В.В. Основные методы исследований залежей на газоконденсат-ность // Газовая промышленность. 1984. - № 2. - С. 25-26.

153. Юшкин В.В. Современное состояние методов исследования месторождений на газоконденсатную характеристику // Разработка месторождений природного газа, приуроченных к карбонатным коллекторам большой мощности. М.: ВНИИГАЗ, 1984.-С. 95-104.

154. Danesh A., Henderson G.D., Peden J.M. Experimental investigation of critical condensate saturation and its dependence on interstitual water saturation in water-wet rocks // SPE Reservoir Engineering. August 1991. - pp. 336-342.

155. Duggan D.O. Estimating flow rates required to keep gas wells unloaded // Journal of Petr. Tech.-XII.-1961.

156. Givens J.W. A method of predicting revaporization of retrograde condensate by dry-gas injection // Society of Petroleum Engineers Journal. 1969. - March. - pp. 21-27.

157. Roof J.G. Variation of fluid properties with elevation in high-relief oil reservoirs // Journal of Institute of Petroleum. 1959. - vol. 45. - No 432. - pp. 373-379.400

158. Sigmund P.M., Draunchuk P.M., Morrow N.R. Retrograde condensation in porous media // Society of Petroleum Engineers Journal. 1973. - No 2. - pp. 93-104.

159. Turner R.G., Hubbard M. G., Dukler A.E. Analysis and Prediction of Minimum flow Rate for continuous removal of liquids from Gas Wells // JPT. XI. - 1969.

160. Weinaug C.F., Cordell J.C. Revaporization of butane and pentane from sand. Tr. /AJME. 1949. -vol. 179.-pp. 303-312.

Информация о работе

Долгушин, Николай Васильевич
доктора технических наук
Ухта, 2007
ВАК 25.00.17

Диссертация

Методология изучения газоконденсатной характеристики нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы