Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Влияние фазовых переходов воды на разработку газовых и газоконденсатных месторождений

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Влияние фазовых переходов воды на разработку газовых и газоконденсатных месторождений"

На правах рукописи

СЗгхЗ'

Петренко Николай Николаевич

ВЛИЯНИЕ ФАЗОВЫХ ПЕРЕХОДОВ ВОДЫ НА РАЗРАБОТКУ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 2 АПР 2015

005567611

Ставрополь-2015

005567611

Работа выполнена в Федеральном государственном автономном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Северо-Кавказский федеральный университет»

Научный руководитель: доктор технических наук

Бекетов Сергей Борисович

Официальные оппонеты: Савенок Ольга Вадимовна,

доктор технических наук, доцент, ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный технологический универаггет», доцент кафедры нефтегазового дела имени профессора Г.Т. Вартумяна

Ведущая организация:

Ильченко Лариса Алексеевна,

кандидат технических наук, ОАО «Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный инсттут природных газов», советник генерального директора

ООО «НК «Приазовнефть», г. Краснодар

Защита состоится «5» июня 2015г. в 1300 часов на заседании диссертационного совета Д 212.245.02 при ФГАОУ ВПО «Северо-Кавказский федеральный университет» по адресу: 355009, г. Ставрополь, ул. Пушкина, 1, ауд. 416.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке и на сайте ФГАОУ ВПО «Северо-Кавказский федеральный университет» по адресу: 355029, г. Ставрополь, пр. Кулакова, 2: http://www.ncfu.ru/text dissert.html. http://www.ncfu.ru/index. рЬр?с10=&айс&раае=сКз5е11асюппуе-50Уе1у

Автореферат разослан «3» апреля 2015г. у

Ученый секретарь диссертационного совета канд. техн. наук, доцент

Ю.К. Димигриади

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Газовая промышленность страны, являющаяся одной из ключевых в Российской Федерации, естественным образом оказывает значительное влияние на экономику страны, благосостояние народа, занятость населения. Доля газа в топливно-энергетическом комплексе страны в 2013 г. составляла около 45 %. В будущем следует ожидать дальнейшего открытия новых газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, для чего потребуется бурить скважины на значительные глубины, достигающие 6-8 км. На таких глубинах в залежах ожидаются высокие термобарические параметры, достигающие по давлению 100-200 МПа, по температуре 200-350 °С.

Многочисленными отечественными и зарубежными экспериментами установлено, что все газы (СН4, СО2, Н23, N2 и др.) в случае сопряжения с водой абсорбируют последнюю с формированием парогазовых смесей при любых термобарических параметрах. Эмпирически процесс перехода жидкой воды в парообразное состояние в докритической области для воды подтверждается получением пресных конденсационных вод на всех газовых и газоконденсатных месторождениях мира.

Присутствие водяного пара влияет на состав пластового газа, на его начальную и текущую конденсатонасыщенность, на фазовые переходы в системе «пластовый газ - остаточная вода», на ретроградные явления, в частности, на давление начала конденсации, на газо- и конденсатоотдачу как при разработке газоконденсатной залежи на режиме истощения, так и при сайклинг-процессе.

До настоящего времени во многих газодобывающих регионах РФ при подсчете начальных запасов газа и конденсата, при проектировании и анализе разработки газовых и газоконденсатных месторождений не учитываются фазовые переходы воды, что приводит к неточностям в определении начальных и текущих параметров пластовых газоконденсатных систем. Например, неучет фазовых переходов воды в Мирненском газоконденсатном месторождении занижает конечную флюидоотдачу по II пласту на 3,19 %. В месторождении Смит Лиз (США) при температуре 260 °С пластовый газ на 10,2 % состоит из водяного пара, т.е. при существующем методе подсчета начальных и текущих запасов по газовым месторождениям ошибка в подсчете запасов газа может составлять существенную величину. В связи с этим, тема диссертационного

исследования является весьма актуальной и направлена на решение важных научных и практических задач нефтегазового недропользования России.

Объектами исследований явились сложные флюидальные парогазовые (газ-растворитель - пары воды), парогазоконденатные (газ-растворитель - пары углеводородов и пары воды) пластовые системы реальных газовых и газоконденсатных месторождений России и мира. Среди них есть месторождения с низкой пластовой температурой, такие как Ямбургское (30 °С), Уренгойское (34 °С), с умеренными пластовыми температурами: хадумская залежь Северо-Ставропольского газового месторождения (60 °С), Бованенковское (60 °С), газоконденсатное месторождение вЕ (90 °С), а также месторождения с высокими пластовыми температурами, достигающими 260 -300 °С.

Целью диссертационной работы является разработка комплекса научных и технологических решений по оценке влияния фазовых переходов воды на эксплуатацию газовых и газоконденсатных месторождений, направленных на выработку рекомендаций по совершенствованию проектирования и анализа разработки газовых и газоконденсатных месторождений (в особенности высокотемпературных залежей) с учетом фазовых переходов воды.

Для достижения поставленной цели сформулированы следующие основные задачи:

1. Комплексное изучение динамики показателей разработки отечественных и зарубежных газовых и газоконденсатных месторождений с различными термобарическими условиями.

2. Создание программы расчета влагосодержания пластовых газов в широком диапазоне давлений (0,1-140 МПа), температур (от -40 до +350 °С) и минерализации остаточной воды (от 0 до 500 г/дм3).

3. Изучение динамики влагосодержания пластового газа на различных стадиях разработки, вплоть до полной выработки, газовых и газоконденсатных залежей с различными термобарическими параметрами, приуроченных к пластам с разными фильтрационно-емкостными свойствами.

4. Изучение механизма формирования конденсатного вала в виде обратной эмульсии (конденсационная вода в газоконденсате).

5. Оценка накопленных отборов конденсационных вод в процессе разработки различных по запасам газовых и газоконденсатных месторождений.

6 Изучение влияния фазовых переходов воды на состав пластового газа, на газо- и конденсатоотдачу газоконденсатных месторождений, разрабатываемых на различных режимах разработки.

7. Обоснование рекомендаций по повышению эффективности разработки высокотемпературных газовых и газоконденсатных месторождений.

Научная новизна выполненных исследований

1. Разработана программа расчета влагосодержания пластового газа газовых и газоконденсатных месторождений в широком диапазоне термодинамических параметров и минерализации остаточной воды.

2. Изучена динамика влагосодержания пластового газа на различных стадиях разработки, вплоть до полной выработки, отечественных и зарубежных газовых и газоконденсатных месторождений с различными термодинамическими параметрами, приуроченных к пластам с разными фильтрационно-емкостными свойствами.

3. Выполнены расчеты по определению количества поступившей на поверхность с газом конденсационной воды, а также испарившейся остаточной воды в связи со снижением пластового давления в процессе разработки Мирненского, Ямбургского, Бованенковского, Русский Хутор Северный, ОЕ (Алжир) месторождений.

4. Изучен механизм формирования конденсатного вала в виде обратной эмульсии (вода в конденсате). По двум месторождениям оценена дополнительная добыча ретроградного конденсата, вытесняемого внедряющейся в залежь пластовой водой, что позволяет использовать предложенную методику для определения дополнительной добычи ретроградного конденсата в процессе обводнения других залежей при упруговодонапорном режиме разработки.

5. Предложена методика оценки дополнительной добычи жидких углеводородов при сайклинг-процессе, обусловленной испарением ретроградного конденсата нагнетаемым сухим газом до равновесного состояния пластовой системы, а также абсорбцией ретроградного конденсата водяным паром, образующимся от испарения остаточной воды.

6. Впервые исследована динамика основных показателей разработки высокотемпературных газовых залежей. Полученные результаты свидетельствуют о необходимости нового подхода к проектированию разработки подобных залежей с непременным учетом фазовых переходов воды.

Основные защищаемые положения

1. Алгоритм и программа расчета влагосодержания пластовых газов газовых и газоконденсатных месторождений в широком диапазоне термобарических параметров пласта (по давлению в пределах 0,1 — 140 МПа; по температуре от —40 до +350 °С) при минерализации остаточной воды от 0 до 500 г/дм3.

2. Комплексный анализ влияния фазовых переходов воды на основные показатели разработки газовых и газоконденсатных месторождений с различными термобарическими параметрами.

3. Влияние фазовых переходов углеводородов и воды на основные показатели разработки газоконденсатного месторождения с применением обратной закачки сухого газа в залежь (сайклинг-процесс).

4. Методика расчета основных показателей разработки высокотемпературных газовых и газоконденсатных месторождений с учетом фазовых переходов воды.

Практическая значимость и реализация работы

Основные выводы и результаты диссертационной работы получены автором. Разработанная программа расчета влагосодержания пластового газа в широком диапазоне термобарических параметров и минерализации остаточной воды может быть использована для определения влагосодержания пластовых газов газовых и газоконденсатных месторождений во всех известных к настоящему времени газоносных регионах России и мира. Программа позволяет осуществлять расчеты фазовых переходов воды в течение любого периода разработки газового или газоконденсатного месторождения. Так, например, осуществленный расчет фазовых переходов воды с оценкой суммарного выноса конденсационных вод по Ямбургскому и Бованенковскому месторождениям позволит усовершенствовать технологию подготовки газа к транспорту. На примере ряда отечественных и зарубежных газовых и газоконденсатных месторождений показано влияние фазовых переходов воды на показатели их разработки. Впервые выполнены расчеты по динамике основных показателей разработки высокотемпературных газовых залежей. Как показали расчеты, для месторождения с температурой 260 °С содержание водяного пара в пластовом газе даже при начальных значениях давления и температуры достигает 10,2 об. %.

Выводы и рекомендации, изложенные в диссертационной работе, отражены в научных публикациях, что позволяет специалистам нефтегазовой

отрасли использовать их в научной и практической работе.

Методы исследования, фактический материал и личный вклад

В работе использованы результаты комплексных предшествующих исследований показателей разработки низко-, средне- и высокотемпературных отечественных и зарубежных газовых и газоконденсатных месторождений с учетом фазовых переходов воды и углеводородов.

Автор принимал непосредственное участие в разработке программы расчета влагосодержания пластового газа. Впервые для низкотемпературных месторождений с гигантскими запасами (Ямбургское, Бованенковское) выполнена оценка поступления конденсационных вод на поверхность с добываемым газом.

Впервые для гигантского газоконденсатного месторождения GE, разрабатываемого с применением сайклинг-процесса, показана возможность дополнительного извлечения конденсата за счет испарения ретроградного флюида в нагнетаемый сухой газ, от испарения этого же флюида в водяной пар, образовавшийся от испарения остаточной воды сухим газом, а также от повышенного потенциального содержания С5+в за счет парциального давления паров углеводородов.

Впервые исследованы особенности основных показателей разработки высокотемпературных (200 и 260 °С) газовых залежей, результаты которых могут быть положены в основу проектирования разработки подобных месторождений уже в настоящее время.

Соответствие паспорту специальности

Диссертационная работа соответствует специальности 25.00.17 -разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, пунктам, указанным в формуле специальности: проектирование и управление гтриродно-техногенных систем при извлечении из недр углеводородов (природного газа) на базе рационального недропользования, включающего экологически безопасные и рентабельные геотехнологии освоения недр.

В разделе «Область исследования» содержание диссертации соответствует

1 пункту: Промыслово-геологическое (горно-геологическое) строение залежей и месторождений углеводородов и подземных хранилищ газа, пластовых резервуаров и свойства насыщающих их флюидов с целью разработки научных основ геолого-информационного обеспечения ввода в

промышленную эксплуатацию месторождений углеводородов и подземных хранилищ газа.

2 пункту: Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа.

Отрасль наук - технические науки.

Апробация работы

Основные результаты диссертационной работы докладывались на всероссийских и региональных конференциях: 4-я Международная конференция Европейской Ассоциации геоученых и инженеров (г. Санкт-Петербург, 2010); Всероссийская научно-практическая конференция «Современные проблемы геологии, геофизики и геоэкологии Северного Кавказа» (г. Грозный, 2011); Всероссийская конференция с участием иностранных учёных «Геологическая эволюция взаимодействия воды с горными породами» (г. Томск, 2012); Fourteenth International Symposium on Water-Rock Interaction, WRI 14 (Франция, г. Авиньон, 2013); научно-практические конференции ОАО «СевКавНИПИгаз» «Газовой отрасли - энергию молодых ученых» (г. Ставрополь, 2010 и 2013 гг.); научно-техническая конференция молодых специалистов ООО «НК «Роснефть» — НТЦ» (г. Уфа, 2011); молодежные научно-практические конференции ООО «Газпром добыча Ямбург» (г. Новый Уренгой, 2012-2014 гг.); семинары, проводимые в СКФУ (2012-2014 гг.).

По теме диссертации опубликовано 11 работ, в том числе 4 в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 144 страницах, включает 54 рисунка, 45 таблиц. Список использованной литературы включает 115 наименований.

Диссертационная работа выполнена под руководством д-ра техн. наук, почетного работника науки и техники РФ, почетного работника газовой промышленности России Бекетова С.Б., которому автор выражает глубокую признательность.

Автор благодарен д-ру техн. наук Закирову С.Н., д-ру техн. наук Керимову А.-Г.Г., канд. техн. наук, доц. Васильеву В.А, канд. физ.-мат. наук Зленко В .Я., д-ру техн. наук Шестериковой P.E., д-ру техн. наук Перейма A.A., д-ру геол.-минерал. наук Петренко В.И., канд. техн. наук Хандзелю A.B. за квалифицированные консультации и поддержку в процессе работы над диссертацией.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ В первой главе освещается проблематика диссертационного исследования и проводится обзор научных трудов по данной проблеме.

В первой половине прошлого века зарубежные учёные обнаружили способность природных газов абсорбировать воду при любых термобарических параметрах в диапазоне докритических температур для чистой воды (374,15 °С), а также её рассолов (400-700 °С) (W.F. Brickell, W.B. Brooks, G.B. Gibbs, О. L. Culbertson, J.J.jr. McKetta, R. Kobayashi, D.L.Katz, E.P. Bartlett).

За рубежом были выполнены обширные аналитические и экспериментальные исследования по фазовым переходам в системе «газ-вода», которые указали на необходимость учитывать присутствие парообразной влаги в пластовых газах газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений при подсчете начальных и текущих запасов газа и конденсата, при определении коэффициента сверхсжимаемости газа, а также его плотности и вязкости, коэффициента пластового объема газа и др. Были также выполнены обширные экспериментальные исследования по фазовым переходам в системах «газ-вода», «газ-высококипящие углеводороды - вода». На основе всех этих экспериментов были изданы соответствующие пособия и рекомендации, переведенные на русский язык (ДЛ. Катц, Р. Кобаяши, Д. Корнелл, Б.С. Крафт, М.Ф. Хокинс и др.).

Позже в СССР и России также были выполнены обширные аналитические и экспериментальные исследования по определению влагосодержания различных газов в широком диапазоне термобарических параметров, а также по фазовым переходам в парогазовых и парогазоконденсатных системах (O.IO. Баталии, А.И. Брусиловский, Р.Ф. Бюкачек, И.В. Высоцкий, А.И.Гриценко, И.А. Гриценко, Г.Р. Гуревич, А.П. Желтое, С.Н. Закиров, М.Ю. Захаров, В.А. Истомин, О.Б. Качалов, В.Г. Квон, С.Л. Критская, Ю.Ю. Круглов, В.И. Лапшин, Г.С. Лобастова, А.Ю. Намиот, Т.Д. Островская,

B.И. Петренко, В.Г. Скрипка, Г.С. Степанова, Б.И. Султанов, В.В. Юшкин и др.).

Было установлено, что гомогенные образования природных газов, от зародышевых пузырьков до гигантских газовых залежей, при контакте с водой практически при любых термобарических параметрах в докритической области для воды и ее растворов всегда представлены парогазовой смесью.

Несмотря на полную теоретическую и экспериментальную доказанность присутствия парообразной влаги в пластовых газах практически всех газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей и ее возможного влияния на их разработку, в России до последнего времени в большинстве случаев не рассматривалось влияние фазовых переходов воды на подсчет начальных и текущих запасов газа и конденсата, а также непосредственно на эксплуатацию реальных месторождений (И.Д, Амелин, В.А. Бадьянов, Б.Ю. Вендельштейн, А.И. Гриценко, Ф.А. Гришин, О.М. Ермилов, М.А. Жданов, И.С. Закиров,

C.Н. Закиров, Э.С. Закиров, Ю.П. Коротаев, В.Р. Лисунов, Р.Д. Маргулов, Е.М. Нанивскнй, И.С. Немировский и др.).

Между тем в различных нефтегазодобывающих регионах мира уже открыты газовые и газоконденсатные залежи с очень высокой пластовой температурой, влагосодержанне газа в которых может достигать значительных величин, вплоть до 20 об. % водяного пара в пластовом газе.

В настоящее время можно говорить о том, что в виде пара вода находится только в перегретых зонах земной коры, таких как Камчатка, Исландия, Новая Зеландия, Япония и др., в которых температура превышает критическую температуру для «чистой» воды. В целом же в земной коре на любой глубине давление настолько высокое, что вода может находиться только в жидкой фазе. И только в случае присутствия в земной коре скопления газа от зародышевых пузырьков до залежей в этой «запретной» для газовой фазы воды зоне присутствует водяной пар в качестве составной части парогазовых систем.

Пластовым газ газовой залежи представлен двумя составляющими: газом-растворителем (газом-абсорбентом) и водяным паром. Пластовый газ газоконденсатной залежи представлен тремя составными частями: газом-растворителем (газом-абсорбентом), парами высококипящих углеводородов (для алканов Сз+в) и водяным паром (рис. 1). Естественно, пластовый газ условно представлен гомогенной газовой фазой. В каждой газовой или газоконденсатной залежи соотношение указанных компонентов индивидуально.

Пластовый газ Пластовый газ

газовых залежей газоконденсатных залежей

ГАЗ-РАСТВОРИТЕЛЬ

(СН.: С».; С.Н.; Ю.Н.,: nC.H ; H.S; CO.. N.

ПАРЫ НгО

ГАЗ-РАСТВОРИТЕЛЬ ПАРЫ ПАРЫ

¡СИ,: С Н ; С П.: iC.H nC.H : С,. н,о

H.S; СО , N )

Рисунок 1 - Флюиды пластового газа газовых и газоконденсатных залежей

Во второй главе приводится описание составления алгоритма программы по определению влагосодержания пластового газа.

В связи с тем что в дальнейшем будут открываться газовые и газоконденсатные месторождения со все более высокими термобарическими параметрами, в которых фазовые переходы воды будут оказывать всё большее влияние на разработку газовых и газоконденсатных залежей, появилась необходимость создания новой программы по расчету влагосодержания пластового газа в широком интервале температуры и давления, и оценки влияния фазовых переходов воды на примере ряда уже эксплуатируемых, а также открытых месторождений с высокими пластовыми температурами.

Ввиду необходимости разработки нового алгоритма определения влагосодержания пластового газа, программа основывается на следующих составных частях.

Для определения влагосодержания газа (W) в диапазоне температур от минус 40 до плюс 40 °С используется выражение, предложенное В. А. Лычаковым, Для интервала температур от 40 до 260 °С в качестве опорной термобарической матрицы используется усовершенствованная таблица по Олдсу (Olds), из которой методом аппроксимации кубическими сплайнами определяются искомые значения влагосодержания. Аналогичным образом вычисляется влагосодержание пластового газа для значений температуры от 260 до 350 °С, с использованием данных Б.И. Султанова.

В результате данная программа позволяет вычислять влагосодержание газа со следующими параметрами:

- температура от -40 до +350 °С;

- давление от 0,1 до 140 МПа;

- минерализация остаточной воды от 0 до 500 г/дм3;

- относительная плотность газа от 0,6 до 1,8.

Отличительными особенностями созданной программы являются доступность, удобство использования, высокая скорость производимых вычислений, возможность выполнения расчетов, сориентированных на требования геолого-технологических служб месторождений.

Созданная новая программа позволяет осуществлять расчеты не только по определению влагосодержания газа, представленного парогазовой смесью (газ-растворитель в виде пластового газа + водяной пар), которой всегда заполнено газонасыщенное поровое пространство любой газовой залежи, но и многочисленные расчеты по фазовым переходам воды в газовых и газоконденсатных месторождениях, разрабатываемых при упруговодонапорном режиме с понижением пластового давления, а также при сайклинг-процессе. Программа также позволяет осуществлять расчеты по фазовым переходам воды в подземных хранилищах газа.

Третья глава посвящена изучению влияния фазовых переходов воды на разработку газовых и газоконденсатных месторождений.

Разработка многих газовых и газоконденсатных месторождений осуществляется при упруговодонапорном режиме, некоторые залежи эксплуатируются при газовом режиме. Для обоих режимов характерно изотермическое снижение пластового давления, что в свою очередь приводит к возрастанию влагоёмкости пластового газа, и дефицит влаги компенсируется частичным испарением остаточной воды (Б.С. Крафт, М.Ф. Хокинс; Д.Л. Катц, Д. Корнелл, Р. Кобаяши и др.), Происходят фазовые переходы высококипящих углеводородов (С5+в), остаточных вод и парообразной влаги (водяной пар пластового газа).

Большинство разрабатываемых в настоящий момент газовых и газоконденсатных месторождений России залегают на небольших глубинах с достаточно умеренными термобарическими параметрами, что обуславливает малые величины влагосодержания пластового газа, которыми специалисты газодобывающих компаний иногда пренебрегают. В диссертационной работе на примере разработки крупных отечественных и зарубежных газовых и газоконденсатных месторождений с умеренными и высокими температурами рассматривается динамика влагосодержания пластового газа при снижении пластового давления, а также количество возможного поступления конденсационных вод с добываемым газом в установки по подготовке газа к транспорту. Так, например, по Ямбургскому месторождению даже при низкой

пластовой температуре (30 °С) и малом начальном влагосодержании газа (0,419 г/м3) суммарное количество конденсационной воды, которое могло поступить с газом, составляет 4004,8 тыс. м3, газовый эквивалент которой равен 5350,4 млн. м3. При разработке высокотемпературных залежей фазовые переходы воды значительны и на поверхность поступают конденсационные воды в огромных объемах. Для залежи с температурой 260 °С к концу 30-летнего срока разработки в установки по подготовке газа к транспорту поступит 47,83 млн. м3 конденсационной воды, газовый эквивалент которой равен 63,90 млрд. м3.

Влияние водяного пара на состав пластового газа

Влияние водяного пара на состав пластового газа хорошо иллюстрируется на примере II пласта Мнрненского газоконденсатного месторождения, имеющего пластовую температуру 142 °С (таблица 1).

По мере снижения пластового давления истинный состав газа всё больше отличается от состава газа, который принимался при анализе разработки, В таблице 1 показана динамика влагосодержания газа и его влияние на состав пластового газа, полученная для разных скважин,

Таблица 1 - Состав пластового газа Мнрненского газоконденсатного __месторождения без водяного пара и с таковым _

Состав, % об. Скв. 22, 27.05.1966 Рш=25,0 МПа Скв. 110, 24.06.1971 Рги=20.3 МПа Скв. ПО. 20.09.1974 Рш,=10.3 МПа Скв. 110, 11.04.1975 Ргш=9,4 МПа Скв. 66. 28.08.1982 Рпл=4.6 МПа

Без пара С паром Без пара С паром Без пара С паром Без пара С паром Без пара С паром

СН4 81.93 80,03 80.54 78,47 80.58 76.5 80.06 75.7 78.59 70,9

С;Н« 9.77 9,54 10.1 9.84 9.37 8.9 9,71 9.18 10.23 9,23

С3Н8 1.82 1.78 2.51 2.44 2.12 2.01 2.47 2.34 2.66 2,4

¡С4Н,П 0.31 0.3 0,41 0.4 0.38 0.36 0,41 0.39 0.44 ' 0,4

ПС4Н10 0.36 0.35 0.4 0.39 0.4 0.38 0,44 0.42 0,46 0.41

1С5Н12 0.16 0,16 0.16 0,16 0.13 0.12 0,17 0.16 0.13 0.12

пС5Н,2 0.11 0,11 0.15 0,15 0,14 0.13 0,17 0.16 0.11 ОД

ЕСбНц 0.5 0,49 0.18 0,18 0.12 0.11 0.17 0.16 0.07 0,06

С7Н1Й+П 0 0 0.45 0.44 0.23 0.22 0.48 0.45 0.1 0.09

N2 1.1 1.07 0.9 0.88 1 0.95 1,03 0,97 0.98 0.88

СО, 3.94 3.85 4.2 4.09 5.53 5.25 4.89 4.62 6.23 5.62

Н:0 (пар) - 2,32 - 2.56 - 5.07 - 5.45 - 9.79

С5+П, г/м3 36.23 35,66 38.41 37,9 23,71 22.26 41,08 38,58 15,42 13,9

Ошибка в определении С5+в. % 1,60 - 1,34 - 6,51 - 6,48 - 10,94 -

Как видно из таблицы 1, в мае 1966 г. в скважине 22 при пластовом давлении 25 МПа различие в содержании СН4 из-за неучёта водяного пара было равным 1,90 об. %, а в 1982 г. к концу разработки в скважине 66 разница в содержании СН4 достигла 7,69 об. %.

Одновременно неучёт водяного пара приводит к заметным ошибкам в определении содержания высококипящих углеводородов (С5,в) в пластовом газе. В мае 1966 г. в скважине 22 при давлении 25,0 МПа при определении содержания С5+в без водяного пара получаем величину 36,23 г/м3, в действительности содержание С5-Щ равно 35,66 г/м3, т.е. завышение составляет 0,57 г/м3, а ошибка в определении содержания высококипящих углеводородов в газе равна 1,60 %. К концу разработки в августе 1982 г. при давлении 4,6 МПа (скв. 66) неучёт водяного пара приводит к завышению содержания С5+в на 1,52 г/м3, а ошибка достигает 10,94 %.

Определение конденсатогазового фактора с учетом газового эквивалента конденсата и конденсационной воды

В настоящее время чаще всего конденсатогазовый фактор (КГФ) определяется как отношение добытого конденсата к газу сепарации (свободный газ в терминологии нефтяников), т.е. на одну из трех составных частей пластовой парогазоконденсатной смеси.

Истинная величина КГФ находится делением количества добытого конденсата на количество пластового газа, состоящего из газа-растворителя, паров высококипящих УВ и паров воды.

Было выполнено сопоставление величин конденсатогазового фактора с учетом и без учета газового эквивалента извлеченных конденсата и конденсационной воды для одной из газоконденсатных залежей месторождения Русский Хутор Северный. Неучёт газового эквивалента извлеченных из залежи конденсата и конденсационной воды приводит к значительному искусственному увеличению конденсатогазового фактора. Так, при его расчёте по газу сепарации он изменяется в пределах 250—1000 г/м3, в то время как его фактические величины находятся в пределах 235-826 г/м3. За 20-летний период разработки рассматриваемой залежи КГФ, рассчитанный по свободному газу, в среднем завышен по сравнению с фактической величиной на 76,45 г/м3.

Определение истинной газоотдачи залежи

Истинная газоотдача газоконденсатной залежи может быть определена только с учетом газового эквивалента конденсата и конденсационной воды. Неучёт газовых эквивалентов для высокотемпературных газоконденсатных

запежей приводит к значительным ошибкам. В таблице 2 приведена динамика без учёта (газоотдача) и с учётом газового эквивалента добываемого конденсата и отбираемой конденсационной воды (флюидоотдача) для пласта 1Па месторождения Русский Хутор Северный с пластовой температурой 140 °С. Как видно из таблицы, в действительности темп отбора пластового газа с учётом газового эквивалента извлекаемых конденсата и конденсационной воды значительно превышает таковой для газа сепарации. Газовый эквивалент накопленной добычи конденсата и конденсационной воды равен соответственно 41,80 и 6,58 млн. м3.

Таблица 2 — Газоотдача по залежи пласта III,

Годы разработки Газоотдача, % Годы разработки Газоотдача, %

по газу сепарации по пластовому газу по газу сепарации по пластовому газу

за год с начала разработки за год с начала разработки за год с начала разработки за год с начала разработки

1977 2,77 2,77 3,26 3,26 1987 4,04 77,66 4,54 87,42

1978 1,06 3,83 1,24 4,5 1988 1,91 79,58 2,16 89,59

1979 0,85 4,68 0,99 5,49 1989 0,21 79,79 0,26 89,84

1980 0,64 5,32 0,73 6,22 1990 0,21 80,00 0,26 90,10

1981 5,96 11,28 6,87 13,1 1991 0,64 80,64 0,69 90,79

1982 13,62 24,9 15,6 28,7 1992 0,85 81,49 0,91 91,70

1983 14,68 39,58 16,35 45,05 1993 0,43 81,92 0,47 92,17

1984 15.32 54,9 17,04 62,08 1994 0,01 81,93 0,01 92,18

1985 12,13 67,03 13,47 75,55 1995 0,25 82,18 0,27 92,45

1986 6,6 73,62 7,33 82,88 1996 0,21 82,39 0,23 92,68

Формирование оторочек флюидов в газоконденсатной залежи при внедрении пластовых вод

На рисунке 2 показан механизм формирования оторочек в процессе внедрения в газоконденсатную залежь пластовой законтурной воды.

На стадии формирования газоконденсатной залежи, в процессе заполнения ловушки газом, действуют слабые гравитационные силы, что обуславливает относительно «повышенное» содержание остаточной воды в поровом пространстве любой газовой и газоконденсатной залежи. Внедряющаяся в процессе разработки в залежь пластовая вода, обладающая

значительно более высокой плотностью и вязкостью по сравнению с заполнявшим ловушку газом, частично вытесняет остаточную воду, формируя из нее микровал. За микровалом остаточной воды идёт вал ретроградного конденсата, вытесняемого внедряющейся в залежь пластовой водой. Следует особо отметить, что вал конденсата представлен обратной эмульсией - «вода в конденсате». Прохождение вала в виде обратной эмульсии фиксируется в виде резкого понижения минерализации конденсационной воды по хлорид-иону (рисунок 3), что обусловлено захватом образующимися микрокаплями конденсирующихся паров УВ молекул «чистой» воды. Этот феномен имеет огромное значение для понимания многих явлений, происходящих в парогазоконденсатных системах.

1 ГТТ7ТТТ1 гаюнкыщвнный , -; молекулы

I.* Г * ? * ? I ПОрОВЫЙОбММ _■__| ЫШМОГО!

2| ф молекулы ПШ-ЖКМТСЛЛ 4

молекулы паров конденсата

законтурная водп

оторочка свпанмс

X 1 огарочка коплена

а - до начала обводнения; б - начальный период обводнения; в - значительное обводнение

Рисунок 2 - Схема движения флюидов в газоконденсатной залежи при упруговодонапорном режиме

13/м3

1964

1965 1966 Годы

1967

Рисунок 3 - Основные показатели эксплуатации скважины 17 Староминского газоконденсатного месторождения: А, В - периоды эксплуатации до прохождения и при прохождении вала конденсата; 1 - выход резервуарного конденсата; 2 - выход воды; 3 - давление в затрубном пространстве; 4 - содержание хлорид-иона в воде; 5 - дебит газа.

Повышение конденсатоотдачи при отборе газа

Изотермическое снижение пластового давления в газоконденсатной залежи одновременно сопровождается конденсацией высококипящих

углеводородов (З.С. Алиев, К.С. Басниев, С.Н. Закиров, Г.А. Зотов, Д.Л. Катц, Р. Кобаяши, Д. Корнелл, Б. С. Крафт, О.Л. Кузнецов, А.Х. Мирзаджанзаде, P.M. Тер-Саркисов, М.Ф. Хокинс и др.) и испарением остаточной воды. Парообразная влага (водяной пар) пластовой парогазовой системы способна в значительных количествах растворять углеводороды, что подтверждено экспериментально. Выполнена оценка количества ретроградного конденсата, испарившегося во вновь образованную парообразную влагу (водяной пар) от испарения остаточной воды, вызванного возрастанием влагоёмкости пластового газа. Принималось, что в 1 м3 водяного пара растворяется такое же количество конденсата, какое содержится в пластовом газе при текущем пластовом давлении. За весь период разработки месторождения GE количество испарившегося ретроградного конденсата в водяной пар составило 152,63 тыс. т.

В четвертой главе рассмотрено влияние фазовых переходов углеводородов и воды на конденсатоотдачу при сайклинг-процессе.

Повышение конденсатоотдачи при сайклинг-процессе

Считается, что при сайклинг-процессе повышение конденсатоотдачи обусловлено двумя факторами: нагнетаемый в пласт сухой газ повышает давление, что приводит к возрастанию текущего потенциального содержания С5+в в пластовом газе, и сухой газ вытесняет жирный пластовый газ к эксплуатационным скважинам. Для месторождения GE выполнены расчеты по дополнительной добыче конденсата от применения сайклинг-процесса.

Закачка сухого газа в пласт привела к возрастанию текущего пластового давления от 27,58 до 28,42 МПа в 1981 г. и от 13,58 до 18,50 МПа в 1995 г. Это обусловило возрастание содержания С5+в в пластовом газе в 1982 г. на 6,13 г/м3, а в 1993 г. на 26,14 г/м3, и в целом привело к дополнительной добыче конденсата в 28,64 млн. т.

В таблице 3 представлены результаты определения объема испарившегося ретроградного конденсата в водяной пар за весь период нагнетания сухого газа в залежь месторождения GE,

На рисунке 4 для месторождения GE приведено сопоставление количества ретроградного конденсата, испарившегося в водяной пар при сайклинг-процессе с количеством его испарения за весь период разработки в водяной пар, образующийся из-за возрастания текущего влагоеодержания пластового газа от снижения пластового давления.

Таблица 3 - Испарение ретроградного конденсата в водяной пар в

месторождении вЕ при сайклинг-процессе

Годы Объем Плас- Содер- Испа- Годы Объем Плас- Содер- Испа-

раз- нагне- товое жание рение раз- нагне- товое жание рение

работ- таемого дав- Ся-вв ретро- работ- таемого дав- С5+В в ретро-

ки газа. ление, плас- градного ки газа. ление. плас- градного

млрд. м3 МПа товом газе, г/м3 конденсата, тыс. т млрд. м3 МПа товом газе. г/м3 конденсата, тыс. т

1979 0,110 28,85 180.90 0,0180 1988 27,188 23,91 160.72 4,39

1980 6,240 28,56 180.12 0,521 1989 25,675 23.21 156,99 4.29

1981 26,644 28,42 179.73 2,70 1990 23,574 22.50 153.04 3,97

1982 39,725 28,22 179.12 5,45 1991 23,193 21.80 149,08 3,75

1983 40,412 27,93 178.21 6,58 1992 23,057 21.11 145,11 3,67

1984 36.548 27.31 176.07 6,33 1993 21,917 20.40 140.98 3.54

1985 28,928 26.38 172.44 5,38 1994 18,818 19.46 135.53 3,17

1986 28.319 25,36 167,91 4,69 1995 15,504 18.50 129.97 2,66

1987 26.774 24.62 164.33 4,50 1996 7,664 17.42 123,95 1,78

Годы рачрабогкк —*— в водяной пар при отборе гача -*- в водяной пар при нагнетании газа

Рисунок 4 - Динамика испарения ретроградного конденсата в месторождении ОЕ

Оценка объёмов испарения ретроградного конденсата от парциального давления водяного пара

Пластовое давление газовой залежи состоит из парциальных давлений газа-растворителя, паров углеводородов и паров воды, Чем выше пластовая температура, тем выше парциальное давление парообразной влаги. Оценка парциального давления водяного пара для газоконденсатного месторождения ОЕ выполнена через мольную долю водяного пара, рассчитанную по программе,

описанной во 2-й главе диссертации. Расчеты показали, что даже при малом значении парциального давления водяного пара дополнительная добыча конденсата составила 344,70 тыс. т.

Осушение пласта-коллектора при сайклннг-процессе

Оценка размеров осушения порового пространства в пределах призабойных зон и репрессионных воронок нагнетательных скважин имеет большое научное и практическое значение. Важно установить, происходит ли повышение приёмистости скважин в результате возрастания газонасыщенности порового пространства, или, наоборот, приёмистость понижается в результате выпадения солей в сужениях поровых каналов из-за полного испарения остаточной воды.

Сайклинг-процесс в месторождении GE осуществлялся нагнетанием огромных объёмов сухого газа в 52 нагнетательные скважины, расположенные в виде двух нагнетательных рядов со средним расстоянием между скважинами 1,53 км. Оценка выполнена для средней нагнетательной скважины за 18-летний период нагнетания газа. За указанный период вокруг каждой нагнетательной скважины испарилось 6,756 тыс. м3 остаточной воды, а радиус полного осушения порового пространства составил около 60 м.

В пятой главе предлагаются и обосновываются новые подходы к проектированию разработки высокотемпературных газовых и газоконденсатных месторождений.

Иногда при проектировании эксплуатации газового или газоконденсатного месторождения осуществляют, задавая отборы сухого газа, предполагая при этом, что происходит отбор пластового газа. В этом предположении и заключается основная ошибка при проектировании разработки газовых и газоконденсатных залежей, в особенности высокотемпературных. Как уже отмечалось ранее, пластовый газ представляет собой газообразную смесь углеводородных и не углеводородных компонентов.

Проектирование отбора пластового газа сводится к вычислению конкретной зависимости приведенного давления P/Z от отбора пластового газа Q™ (парогазоконденсатной смеси). Этот газ с помощью сепараторов разделяют на три фракции - сухой газ £/г, конденсат Q"' и водяной пар Q"r. Поэтому разработка залежей при истинном газовом режиме предполагает постоянные тщательные замеры отборов названных фракций в газовой фазе (Б.С. Крафт, М.Ф. Хокинс, З.А. Савина и др.).

В таблице 4 приведены результаты вычислений 15 параметров гипотетического газового месторождения с температурой 200 °С при неизменном газонасыщенном пороком объёме и постоянном отборе пластового газа. В таблице показаны отборы: пластового газа до 52,4%, газа-растворителя до 49,0%.

Данные таблицы 4 указывают на заметное возрастание влагосодержания пластового газа IV и некоторое повышение газонасыщенного порового объёма О™ с естественным уменьшением порового объема, занятого остаточной водой Пвж. В качестве примера выполнено моделирование разработки реальной газовой залежи Смит Лиз с пластовым давлением 85 МПа и температурой 260 °С (таблица 5).

Таблица 4 - Динамика основных параметров разработки метановой залежи при

газовом режиме

Параметры разработки --——■----з Накопленные отборы пластового газа, млрд. м

0 4,672 9,326 13,89 9,058 4,484

У™", млрд. м3 86,977 82,305 72,979 59,089 50,031 45,547

В„, им3/ м1 177,21 166,89 147,24 118,2 99,35 90,089

Р, МПа 30 27,983 24,25 19,108 15,87 14,332

V/, мол. д. 0,08022 0,0841 0,0928 0,1105 0,1276 0,1384

а, М Па(дм3/моль)2К°'5 3,5733 3,589 3,6258 3,7082 3,7971 3,8579

Ь. см3/моль 30,279 30,24 30,154 29,978 29,809 29,702

Ъ 1,0355 1,025 1,0074 0,9871 0,9771 0,9731

Vй, млрд. м3 6,977 6,922 6,772 6,529 6,384 6,304

V", млрд. м3 80 75,383 66,207 52,56 43,647 39,243

АО", млн. м3 0 328,4 674,3 1162,1 930,5 516,1

АОвж, млн. м3 0 1,18 1,24 1,45 1,70 1,85

Ппг. шт. м3 490,8 492,0 494,4 498,6 501,9 503,7

Двж, млн. м3 327,2 326,0 323,6 319,5 316,1 314,3

а 0,6 0,60144 0,60439 0,60946 0,61353 0,61579

Р/7., МПа 28.9715 27,3 24,072 19,358 16,242 14,728

Vnr - текущий объём пластового газа в залежи; Bg - коэффициент пластового объёма газа; Р — пластовое давление; W - влагосодержание пластового газа; а, b - параметры уравнения Редлиха-Квонга; Z - коэффициент сверхсжимаемости; VBr - текущий объём водяного пара в залежи; V -текущий объём газа-растворителя; AQHC - количество испарившейся остаточной воды; ДОвж -уменьшение водонасыщенного норового объема за счёт испарения остаточной воды; Qnr — поровый объем, занятый пластовым газом; П — водонасьиценный поровый объем; а - коэффициент газонасыщенности порового пространства; P/Z — приведенное пластовое давление.

Таблица 5 — Моделирование разработки залежи Смит Лиз при 260 °С

Годы Добыча Текущие Соотношение Пла- Влаго- Поровый

разра- пласто- «запасы», 10ч м3 флюидов в пла- стовое содер- объем, 10" м3

ботки вого стовом газе,% давле- жание,

газа, газ- водя- газ- водя- ние, мол. гачо- водо-

109 м3 раство- ной раст- ной пар МПа доля насы- насы-

ритель пар вори- щен- щен-

тель ныи ныи

Нач. 0 ■ 395,2 44,8 89.8 10,2 85,00 0,102 884,2 378.9

1 2,095 393,2 44,7 89,8 10,2 84,60 0,102 884,3 378,9

2 12,92 381,0 44,0 89,6 10,4 82,10 0,104 884,8 378,3

3 ' 24,79 357,3 42,9 89.3 10,7 77,31 0,107 885,9 377.3

4 37,71 320,7 41,8 88,5 11,5 70,02 0,115 888,0 375,1

5 38.06 284,4 40,0 87,7 12,3 62,67 0,123 890,0 373,2

6 31,78 254,4 38,2 86,9 13,1 56,53 0,131 891,6 371.5

7 30,71 225,6 36,4 86,1 13,9 50,60 0,139 893,2 369,9

8 28,98 198,3 34.7 85,1 14,9 45,00 0,149 895.0 368.2

9 30,73 169.8 32,4 84,0 16,0 39,06 0,160 896,7 366,4

10 32,13 140,6 29,5 82,7 17,3 32,86 0,173 898,3 364,8

11 30,73 111,8 27,5 80,3 19,7 26,92 0,197 900,9 Г~362,3

12 27,24 85,8 26,3 76,5 23,5 21,66 0,235 904,0 359,2

13 12,57 74,2 25,3 74,6 25,4 19,23 0.254 905,5 357.7

14 7,683 66,8 _25,1 72,7 27.3 17,75 0,273 906,7 356,4

15 6,285 60,9 24,6 71,2 28,8 16,53 0,288 907,7 355,5

16 4,190 57,1 24,2 70,2 29,8 15,72 0,298 908,3 354,8

17 3,492 54,0 23,8 69,4 30,6 15,05 0,306 908,8 354,4

18 2,095 52,1 23,7 68.8 31,2 14,64 0,312 909,1 354,0

19 1,984 50,1 23,7 67,9 32,1 14,26 0,321 909,6 353,5

20 1,861 48,2 23,7 67,1 32,9 13,90 0,329 910,1 353.1

21 1,397 46,9 23,7 66,4 33,6 13,63 0,336 910,4 352,7

22 1,346 45,5 23,7 65.8 34.2 13,37 0,342 910,7 352,4

23 1,182 44,4 23,6 65,3 34,7 13,14 0,347 911,0 352,1

24 1,048 43,4 23,6 64,8 35,2 12,94 0,352 911,2 351,9

25 1,397 42,1 23,5 64,2 35,8 12,67 0,358 911,5 351,6

26 1,048 41,1 23,4 63,7 36,3 12,47 0,363 911,8 351,4

27 0,698 40,4 23,4 63,4 36,6 12,33 0.366 911,9 351,2

28 1,048 39.5 23,3 62,9 37,1 12,13 0,371 912,2 351,0

29 0,698 38,8 23,3 62,6 37,4 11,99 0,374 912,3 350.8

■ 30 0,440 38.4 23,2 62,4 37,6 11,91 0,376 912,4 350,7

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

До настоящего времени не всегда учитываются фазовые переходы воды как при анализе эксплуатации газовых и газоконденсатных залежей, так и при проектировании разработки уже открытых месторождений. Это приводит к неточностям в определении многих параметров, таких как истинный состав пластового газа, начальная и текущая конденсатонасыщенность газа, текущая и конечная газо- и конденсатоотдача и др.

Для получения истинных параметров разработки был разработан алгоритм и создана программа расчета влагосодержания газа-растворителя и пластового газа в широком диапазоне давлений (0,1-140 МПа), температур (от -40 до +350 °С) и минерализации остаточной воды (от 0 до 500 г/дм3).

С помощью программы выполнены многочисленные расчеты по фазовым переходам воды в ряде отечественных и зарубежных месторождений. По ряду месторождений с учетом фазовых переходов воды получены истинные величины флюидоотдачи (с учетом газо-, конденсато- и «пароотдачи»).

Создана методика расчета количества испарившейся воды в газовых и газоконденсатных месторождениях, эксплуатируемых со снижением пластового давления при любом режиме разработки.

Для ряда месторождений выполнены расчеты по количеству конденсационных вод, поступивших в установки по подготовке газа к транспорту. Показано, что фазовые переходы воды повышают конденсатоотдачу газоконденсатных залежей в результате испарения ретроградного конденсата в водяной пар.

На примере одного реально выработанного гигантского газоконденсатного месторождения показаны масштабы фазовых переходов воды при сайклинг-процессе и их влияние на конденсатоотдачу. За 18 лет в залежь было возвращено 420,3 млрд. м3 сухого газа, что привело к дополнительной добыче конденсата в 28,64 млн. т.

Впервые выполнена оценка зоны полного осушения порового пространства залежи при сайклинг-процессе. За период применения сайклинг-процесса в течение 18 лет в среднем в одну нагнетательную скважину было закачано 8,06 млрд. м3 газа и остаточная вода была полностью испарена в радиусе около 60 м.

Впервые выполнено моделирование разработки реального высокотемпературного газового месторождения Смит Лиз с начальными Р = 85 МПа и 260 °С. За 30 лет разработки содержание водяного пара в пластовом газе возросло от 10,2 до 36,4 об. %.

Изложенный в диссертации материал свидетельствует о том, что при подсчете начальных и текущих запасов необходимо всегда определять влагосодержание газа, на величину которого должны уменьшаться запасы пластового газа. Такое положение рекомендуется включить в официальную инструкцию по подсчету запасов газа и конденсата.

Основные результаты исследований опубликованы в следующих изданиях:

Статьи в изданиях, рекомендуемых ВАК при Минобрнауки России:

1. Петренко, В. И. Результаты моделирования геолого-геохимических проявлений газоэвапоригенной влаги природных парогазовых систем / В. И. Петренко, В. Я. Зленко, Н. Н. Петренко, С. Б. Остроухов и др. И Геоинформатика. - 2011. - № 2. - С. 36-47 (автора 0,145 п.л.).

2. Петренко, В. И. Формирование оторочек флюидов в газоконденсатной залежи при внедрении пластовых вод / В. И. Петренко, Н. Н. Петренко, И. Н. Петренко // Геоинформатика. - 2014. - № 3. - С. 26-31 (автора 0,145 п.л.).

3. Петренко, Н. Н. Масштабы осушения пласта-коллектора при сайклинг-процессе / Н. Н. Петренко, С. Б. Бекетов, В. И. Петренко // Вестник СевероКавказского федерального университета. - 2014. - № 4. — С. 55—61 (автора 0,105 пл.);

4. Петренко, Н. Н. О влиянии фазовых переходов воды на разработку газовых залежей с повышенной и высокой пластовой температурой / Н. Н. Петренко // Известия высших учебных заведений. Северо-Кавказский регион. Естественные науки. - 2014.-№ 4. - С. 67-72 (автора 0,458 пл.).

В других изданиях:

5. Васильцова, О. С. Об истинном давлении газовой системы H2S-H20 над водным раствором сероводорода / О. С. Васильцова, Н. И. Петренко,

B. Я. Зленко, В. И. Петренко / Вузовская наука. - Северо-Кавказскому региону: материалы XII регион, науч.-техн. конф. Т. 1: Естественные и точные науки. Технические и прикладные науки. - Ставрополь: СевКавГТУ, 2008. -

C. 111-112 (автора 0,025 пл.).

6. Петренко, В.И. Фазовые переходы воды в газовой залежи при эндогенном тепловом прогреве / В. И. Петренко, В. Я. Зленко, Н. Н. Петренко, М. А. Бондаренко, И. Н. Петренко / Современная гидрогеология нефти и газа. Фундаментальные и прикладные вопросы: материалы Всероссийской научной конференции, посвящённой 85-летию A.A. Карцева. - М.: ГЕОС, 2010. - С. 291296 (автора 0,045 пл.).

7. Петренко, В. И. Флюидодинамика в газоконденсатном месторождении при упруговодонапорном режиме разработки / В. И. Петренко, JI. И. Мулишева, Н. Н. Петренко, И. В. Ширяева, И. Н. Петренко / Новые открытия на основе интеграции наук о Земле: труды участников Санкт-Петербургской

международной конференции и выставки Европейской Ассоциации геологов и инженеров (ЕАвЕ) (Россия, Санкт-Петербург 5-8 апреля 2010). СБ (автора 0,045 п.л.).

8. Петренко, В. И. Оценка дополнительной добычи конденсата в результате испарения остаточной воды / В. И. Петренко, Н. Н. Петренко, Д. В. Томашев, М. В. Нелепов, И. Н. Петренко / Фундаментальные проблемы разработки месторождений нефти и газа: тез. докл. Всероссийской конференции. - М.: Институт проблем нефти и газа РАН, 2011 - С. 90-91 (автора 0,011 п.л.).

9. Петренко, В. И. Оценка дополнительной добычи конденсата при упруговодонапорном режиме разработки газоконденсатной залежи / В. И. Петренко, Н. Н. Петренко, И. Н. Петренко, Д. В. Томашев, М. В. Нелепов / Фундаментальные проблемы разработки месторождений нефти и газа: тез. докл. Всерос. конфер. - М.: Институт проблем нефти и газа РАН, 2011. - С. 91-92 (автора 0,018 п.л.).

10. Петренко, В. И. Геолого-геохимическая роль газоэвапоригенной влаги природных парогазовых систем / В. И. Петренко, В. Я. Зленко, Н. Н. Петренко / Геологическая эволюция взаимодействия воды с горными породами: труды Всероссийской конференции с участием иностранных учёных. - Томск: Изд-во НТЛ, 2012. - С. 409^113 (автора 0,115 п.л.).

11. Петренко, В. И. Коэффициенты обогащения элементами парогазоконденсатной смеси в системе подземная вода-порода за геологическое время (научная статья на английском языке) / В. И. Петренко, Н. Н. Петренко / Труды 14 -го Международного симпозиума по взаимодействию воды с породами. - Франция, Авиньон: ИМР-14, 2013. - Том 7. - С. 689-692 (автора 0,095 п.л.).

Подписано в печать 30.03.2015 г. Формат 60x80 1/16. Усл. печ. л. 1. Тираж 100 экз. Печать офсетная. Заказ 1169.

Отпечатано в ООО "Юнитех" 355044, г.Ставрополь, улЛенина, 458 тел.:94-41-67