Фазовые переходы и массообмен в призабойной зоне газоконденсатных скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 01.04.14, кандидат наук Заночуев, Сергей Анатольевич

• Заночуев, Сергей Анатольевич
• кандидат наук
• 2017

Оглавление диссертации кандидат наук Заночуев, Сергей Анатольевич

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР ИССЛЕДОВАНИЙ ФАЗОВОГО ПОВЕДЕНИЯ И ИЗМЕНЕНИЯ КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СИСТЕМ

1.1 Особенности фазового поведения газоконденсатных систем при эксплуатации месторождений

1.2 Задачи и методы изучения изменения состава и свойств УВ систем

1.3 Промысловые и экспериментальные методы определения компонентного состава газоконденсатных смесей и изучения их фазового поведения

1.4 Расчетно-теоретические методы изучения фазовых переходов и изменения состава и свойств ГКС

1.5 Проблема накопления жидкой фазы в призабойной зоне пласта

1.6 Выводы по главе 1 и задачи, решаемые в диссертационной работе

2 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ РАСЧЕТА ИЗМЕНЕНИЯ ФАЗОВОГО И КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СИСТЕМ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ ПЛАСТА

2.1 Теоретические основы расчетной методики

2.1.1 Размерности и обозначения

2.1.2 Постановка задачи и основные допущения

2.1.3 Система уравнений, начальные и граничные условия

2.1.4 Модель интенсивности фазового перехода

2.1.5 Прогнозирование компонентного состава газоконденсатной смеси в призабойной зоне пласта

2.1.6 Методика расчета

2.2 Результаты расчетного исследования компонентного состава ГКС 53 2.2.1 Исходные данные для расчета

2.2.2 Результаты расчетно-теоретического исследования

2.3 Сопоставление с результатами расчета на гидродинамическом симуляторе59

2.4 Выводы по главе 2

3 РАЗРАБОТКА РАСЧЕТНО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО МЕТОДА ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ГКС С УЧЕТОМ МАССОПЕРЕНОСА ФАЗ

3.1 Теоретические основы метода

3.1.1 Актуальность задачи

3.1.2 Сущность метода

3.2 Экспериментальные исследования ГКС с учетом массопереноса фаз

3.2.1 Модернизация оборудования для проведения экспериментов

3.2.2 Методика проведения эксперимента

3.2.3 Исходные данные для постановки эксперимента

3.2.4 Результаты экспериментальных исследований

3.3 Выводы по главе 3

4 ОБОБЩЕНИЕ И СИСТЕМАТИЗАЦИЯ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ДАННЫХ ПО ИЗМЕНЕНИЮ ФАЗОВОМУ И КОМПОНЕНТНОМУ СОСТАВАМ ГКС

4.1 Изменение параметров ГКС при изменении давления и температуры

4.1.1 Взаимосвязи параметров газовой фазы газоконденсатных залежей

4.1.2 Взаимосвязи свойств жидкой фазы газоконденсатных месторождений

4.2 Взаимосвязи содержания компонентов в составе ГКС

4.3 Выводы по главе 4 109 ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ 110 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 112 ПРИЛОЖЕНИЕ 1 (СПРАВКИ О ВНЕДРЕНИИ РЕЗУЛЬТАТОВ) 125 ПРИЛОЖЕНИЕ 2 (МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СИСТЕМЫ РУТ)

СОКРАЩЕНИЯ

CVD - Constant Volume Depletion (контактно-

дифференциальная конденсация)

РVT - давление-объем-температура

ГКИ - газоконденсатные исследования

ГКМ - газоконденсатное месторождение

ГКС - газоконденсатная смесь

ГКХ - газоконденсатная характеристика

ГС - газ сепарации

ГФ - газовая фаза

ДГК - дегазированный конденсат

ДИКТ - диафрагменный измеритель критического течения

ЖУВ - жидкие углеводороды

ЖФ - жидкая фаза

КДК - контактно-дифференциальная конденсация

КГН - конденсат газовый нестабильный

КГФ - конденсатогазовый фактор

МТСУ - малогабаритная сепарационная установка

НГКМ - нефтегазоконденсатное месторождение

НКТ - насосно-компрессорные трубы

ОПЭ - опытно-промышленная эксплуатация

ОФП - относительные фазовые проницаемости

ПЗП - призабойная зона пласта

УВ - углеводороды

УКПГ - установка комплексной подготовки газа

УГК - установка газоконденсатная

УФР - установка фазовых равновесий

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Фазовые переходы и массообмен в призабойной зоне газоконденсатных скважин»

ВВЕДЕНИЕ

В последние десятилетия добыча конденсата стала играть значительную роль в экономическом развитии добывающих предприятий. С открытием и вводом в эксплуатацию крупнейших и уникальных газоконденсатных месторождений (Ямбургское, Уренгойское, Вуктыльское и др.) вопросам эффективной добычи конденсата стало уделяться особое внимание. Начиная с начала 60-х годов прошлого века стали активно развиваться методы и технологии исследований газоконденсатных систем, направленных на понимание эффективной разработки таких залежей.

В отличие от чисто газовых месторождений выбор эффективной стратегии разработки газоконденсатных месторождений предполагает обеспечение максимальной добычи не только основного продукта - газа, но и также попутного продукта конденсата, содержащего в своем составе большое количество тяжелых углеводородов, являющихся ценным сырьем для переработки и их эффективного использования.

Газоконденсатные месторождения в России, в том числе с высоким содержанием конденсата, в основном разрабатываются на режиме истощения пластовой энергии. Снижение давления в залежах ниже давления начала фазового перехода приводит к значительным изменениям в количественной и качественной характеристиках добываемых жидких углеводородов. При этом значительная часть (до 60 %) конденсата выпадает в пласте и не извлекается.

Поиск и промышленное внедрение технологически эффективных и экономически целесообразных методов доизвлечения выпавшего в пласте конденсата - вопрос ближайшего времени. Уже сейчас на Вуктыльском месторождении завершается масштабный промышленный эксперимент по доизвлечению выпавшего в пласте конденсата «сухим» газом. Методы так называемого «сайклинг-процесса» используются на некоторых иностранных месторождени-

ях, альтернативные методов повышения конденсатоотдачи (заводнение, закачка СО2 и др.) обсуждаются в специальной литературе, их эффективность подтверждается на практике и при моделировании на гидродинамических симуляторах.

Так как газоконденсатные системы подвержены фазовым переходам, происходящими в пласте при снижении давления в процессе эксплуатации залежи, добыча конденсата происходит в условиях постоянно меняющихся его состава и свойств, причем, как уже говорилось выше, часть конденсата остается в пласте. Поэтому, для обоснования эффективности применяемых технологий первичной и вторичной добычи конденсата необходимо четко представлять себе или прогнозировать изменение количественных и качественных характеристик добываемых флюидов на ближайшую перспективу. Это особенно важно для месторождений, характеризующихся высоким содержанием конденсата, когда ошибки в прогнозировании могут привести к значительным просчетам в принятых стратегиях разработки, а также проектировании технологических мощностей, что повысит экономические риски и может привести к неправильным решениям по вводу месторождения в промышленную разработку.

Естественно, что для правильного понимания происходящих процессов, необходимы соответствующие научно обоснованные методы изучения газокон-денсатных характеристик (ГКХ) пластового газа и их изменение в ходе разработки месторождений.

Изучение газоконденсатных характеристик пластового газа включает в себя широкий спектр научных, технологических и теоретических исследований, касающихся понимания фазового поведения пластовой углеводородной системы при разработке газоконденсатных месторождений. Изучение ГКХ направлено, прежде всего, на получение информации о начальном составе пластовой газоконденсатной системы, о количественном и качественном содержании в ней жидких углеводородов, а также об изменениях, происходящих с газокон-денсатной системой при снижении давления в ходе разработки месторождения.

Правильное понимание процессов, происходящих в залежи с пластовой газоконденсатной системой, позволяет делать долгосрочные прогнозы добычи жидких углеводородов, качественного изменения состава продукции, что бесспорно влияет на выбор эффективной стратегии разработки месторождения, на проектирование систем транспорта и переработки добываемой углеводородного сырья.

Процесс изучения фазового поведения ГКС включает в себя три основных стадии:

- определение начального компонентного состава и свойств пластовой УВ системы;

- на основе экспериментальных и аналитических методов прогнозирование изменения состава и свойств в ходе разработки залежи;

- контроль и корректировка прогнозных показателей по результатам фактических исследований скважин.

В настоящее время, изучение ГКХ пластового газа основано на проведении полного комплекса газоконденсатных исследований, который включает в себя промысловые, лабораторные и экспериментальные методы и технологии, разработанные в большинстве своем в 60 - 70 -х годах прошлого века.

Активно применяются методы прогнозирования, основанные на уравнениях состояния без учета процессов совместной фильтрации «газ - жидкость» в призабойной зоне пласта, что вносит дополнительную неопределенность в результативность прогнозных расчетов.

Экспериментальные методы исследований ГКС, такие как контактная (КК) и контактно-дифференциальная конденсация (КДК), также не рассматривают массообменные процессы между фазами при их совместной фильтрации в призабойной зоне пласта.

Накопленный опыт экспериментальных термодинамических исследований газоконденсатных систем показал, что существующие методологии про-

гнозирования составов добываемого сырья не учитывают многие факторы, оказывающие негативное влияние на достоверность результатов расчетов. Развитие современных технических средств измерения, хроматографических и экспериментальных методов исследования, а также появление новых знаний о фазовом поведении газоконденсатных пластовых систем предполагает совершенствование и разработку технологий и методов термодинамических исследований ГКС с учетом масообмена и фазовых переходов, что и определяет актуальность тематики диссертационной работы.

Целью диссертационного исследования является повышение достоверности определения термодинамических параметров газоконденсатных смесей в призабойной зоне пласта на основе разработки и реализации расчетно-экспериментального метода.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие основные задачи:

- провести анализ и систематизацию существующих промысловых, экспериментальных и аналитических методов изучения фазового поведения ГКС;

- разработать методику определения параметров ГКС при изменении термобарических условий в призабойной зоне пласта с учетом фазовых переходов и массообмена;

- разработать расчетно-экспериментальный метод и провести экспериментальное исследование газоконденсатных систем, моделирующее реальные пластовые процессы изменения параметров ГКС с учетом массообмена, изменения компонентного и фазового состава;

- систематизировать результаты натурных, промысловых и экспериментальных исследований, выявить взаимосвязи параметров газовой и жидкой фаз, в ходе фазовых переходов ГКС.

Для решения поставленных задач осуществлен анализ методов изучения фазового поведения газоконденсатных систем при условиях изменения термобарических параметров в процессе эксплуатации залежей.

На основе выполненного анализа предложен и реализован новый расчет-но-экспериментальный метод термодинамических исследований ГКС, учитывающий фазовое поведение и массообмен фаз в условиях двухфазной фильтрации.

По предложенному методу впервые для ГКС Западной Сибири проведен эксперимент, основанный на моделировании поведения газоконденсатной смеси в призабойной зоне одной из скважин. Исследования выполнены на пробах, отобранных на пластах юрских отложений Ново-Часельского нефтегазоконден-сатного месторождения.

Для обеспечения информативной поддержки данными получены и систематизированы результаты исследований фазового поведения пластовых ГКС, и установлена корреляционная связь свойств газовой и жидкой фаз от различных параметров некоторых крупных газоконденсатных месторождений Западной Сибири.

Научная новизна диссертационной работы:

- предложен и реализован расчетно-экспериментальный метод физико-математического моделирования процесса конденсации газоконденсатных систем с учетом массообмена газовой и жидкой фаз;

- предложена и использована модель интенсивности фазовых переходов, позволяющая более точно рассчитывать состав добываемой из скважин продукции, в том числе получать объемы поступающих к забою скважины газовой и жидкой фаз;

- получены и обобщены экспериментальные данные о фазовом и компонентном составе газоконденсатных систем в условиях изменения давлений и температур.

В диссертационной работе на защиту выносятся следующие результаты, соответствующие пункту специальности 01.04.14 - Теплофизика и теоретическая теплотехника (технические науки):

пункт 6: Экспериментальные исследования, физическое и численное моделирование процессов переноса массы, импульса и энергии в многофазных системах и при фазовых превращениях

- расчетно-экспериментальный метод исследования, развивающий известные методы контактной и дифференциальной конденсации и дающий возможность моделировать изменения фазового и компонентного состава газоконден-сатной смеси в призабойной зоне скважин, соответствующие реальным термобарическим условиям и процессам масообмена;

- методика математического моделирования процесса конденсации, позволяющая рассчитывать изменение компонентного и фазового состава газокон-денсатной смеси в призабойной зоне скважины с учетом фазовых переходов и массопереноса фаз;

- модель интенсивности фазовых переходов, позволяющая повысить точность прогнозных расчетов компонентного состава в условиях фазового перехода газоконденсатных систем в призабойной зоне пласта;

- экспериментальные данные, оптимизирующие реализацию расчетно-экспериментального метода исследований параметров газоконденсатных смесей в призабойной зоне пласта, а также позволяющие сократить объем трудоемких лабораторных исследований.

Теоретическая значимость диссертационного исследования состоит в том, что методика расчета, включающая в себя модель интенсивности фазовых переходов в виде «вложенной» процедуры в гидродинамический симулятор позволяет более точно рассчитывать объемы фаз, поступающих к забою скважин, более корректно прогнозировать изменение продуктивности газоконден-

сатных скважин в условиях накопления жидкой фазы в призабойной зоне пласта.

Предложенный расчетно-экспериментальный метод исследования конденсации ГКС позволяет в лабораторных условиях изучать изменение фазового и компонентного состава на основе моделирования процессов массообмена, происходящих в призабойной зоне пласта.

Практическая значимость работы заключается в том, что разработанный расчетно-экспериментальный метод позволяет повысить достоверность прогнозирования параметров газоконденсатных систем, при моделировании процессов происходящих в призабойной зоне скважин в условиях эксплуатации их ниже давления фазовых переходов.

Обобщенные опытные данные дают возможность оперативно рассчитывать дебиты газоконденсатных смесей без использования данных лабораторных исследований, что, при решении промысловых задач, позволяет значительно повысить оперативность получения информации, а также сократить затраты на отбор и исследование проб газовых и жидких фаз.

Основные положения диссертационной работы докладывались и получили одобрение: на международных молодежных научных конференциях «Се-вергеоэкотех-2003» и «Севергеоэкотех-2012» (УГТУ, г. Ухта, 16 - 18 марта 2003 г. и 21 - 23 марта 2012 г.); межрегиональных семинарах «Рассохинские чтения» (УГТУ, г. Ухта, 4 - 5 февраля 2010 г., 3 - 4 февраля 2011 г., 2 - 3 февраля 2012 г.); на II и IV научно-практических молодежных конференциях «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ», г. Москва, 6 - 7 октября 2010 г. и 17 - 19 октября 2012 г.); VII научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов «Инновации в нефтегазовой отрасли - 2010», филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта, 2010 г., XVII научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой отрасли Сибири-2012» (ТюменНИИги-

прогаз, г. Тюмень, 21 - 25 мая 2012 г.), научной конференции по вопросам разработки газовых и газоконденсатных месторождений ПАО «НК «Роснефть» (ООО «ТННЦ», г. Тюмень, 7 - 9 сентября 2016 г.), международной конференции «Фазовые превращения в углеводородных флюидах: теория и эксперимент» (РГУ им. Губкина, г. Москва, 14 - 16 октября 2016 г.).

По теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, в том числе 4 статей опубликованы в изданиях, рекомендуемых ВАК для публикации основных результатов диссертационных работ.

Результаты диссертационной работы были внедрены в производственную деятельность сервисных компаний, и используются для практических расчетов, связанных с определением дебитов газоконденсатной смеси при исследованиях скважин. Также результаты используются при аналитических работах, касающихся анализа фазового поведения газоконденсатных систем (ПРИЛОЖЕНИЕ 1).

Автор, пользуясь возможностью, выражает искреннюю благодарность своему научному руководителю доктору технических наук, профессору А.Б. Шабарову, за идеи и поддержку в их реализации; кандидатам технических наук А.Н. Волкову и А.А. Латышеву за многолетние наставления в области га-зоконденсатных исследований скважин и физико-химических исследований пластовых систем, Ю.М. Корчажкину, В.В. Смирнову за переданный опыт в области промысловых и экспериментальных исследований газоконденсатных систем, а также всем сотрудникам отдела исследований нефтегазовых пластовых систем филиала ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта, лаборатории исследований пластовых систем ООО «Газпром ВНИИГАЗ», а также сотрудникам Центра исследований керна ООО «ТННЦ» за помощь при проведении экспериментальных и аналитических работ, отдельная благодарность кандидату технических наук А.Ю. Юшкову за совместные расчеты на гидродинамических си-муляторах.

1 АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР ИССЛЕДОВАНИЙ ФАЗОВОГО ПОВЕДЕНИЯ И ИЗМЕНЕНИЯ КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СИСТЕМ

1.1 Особенности фазового поведения газоконденсатных систем при эксплуатации месторождений

Газоконденсатные месторождения впервые были открыты в США вначале 30-х годов прошлого столетия. Первоначально они рассматривались как нефтяные или газонефтяные, обладающие весьма легкой нефтью и высоким газовым фактором. Однако в процессе их эксплуатации были установлены нехарактерные для нефтяных залежей явления: резкое снижение дебитов жидкой фазы продукции скважин при более или менее стабильных дебитах газа, аномальное изменение состава добываемой жидкости. В одной из первых работ Е.В. Форан несколько таких случаев, для месторождений в Техасе и Оклахоме [1]. Впоследствии подобные месторождения были выделены в отдельный тип газоконденсатных месторождений со своими особенностями разработки. Уже в 1946 г. О.Ф. Торнтон представил обзорную работу, посвященную газоконден-сатным месторождениям [2], где автор впервые классифицировал газоконденсатные пластовые системы как «wet gas» (влажный газ) и «retrograde gas» (ретроградный газ).

По особенностям фазового состояния пластовых систем газоконденсат-ные залежи занимают промежуточное положение между нефтяными и газовыми залежами. Еще в середине 30-х годов Сэйдж и Лэсей изучали фазовое поведение углеводородной системы газовой шапки месторождения Кэтлмен Хиллс [3]. Авторами были изучены шесть смесей с различным соотношением газа и нефти и установлены их основные объемные характеристики. Также представлена сжимаемость смесей с высоким газосодержанием при различных температурах.

Дж. Е. Шеборн в 1940 г. в работе [4] представил фундаментальные основы фазового поведения углеводородных систем, где в частности рассмотрена фазовая диаграмма в координатах Р-Т гипотетической системы из смеси сырой нефти и природного газа. Автором показана область существования ГКС при температурах выше критической и ниже криконтентермы, а при температурах ниже критической возможно существование только системы в жидком фазовом состоянии.

В одной из работ, посвященной влиянию давления и температуры на количество конденсата, получаемого из природного газа [5], Е. Кайе представил основные тенденции, при которых добыча конденсата при снижении температуры увеличивается, а при снижении давления первоначально увеличивается, затем уменьшается. В 1941 г. Стюард, Баклей и Лайтфуд [6] опубликовали исследования влияния давления и температуры на процесс конденсации жидких углеводородов из природного газа. Исследования были выполнены с помощью специального сепараторного устройства установленного на устье скважин. Авторами получены данные в широком диапазоне давлений и температур, а также представлена фазовая диаграмма, характеризующая поведение газоконденсат-ных систем при изменении термобарических условий.

В бывшем СССР изучение газоконденсатных месторождений началось с открытия в 1955 г. крупного месторождения Карадаг [7]. В 60 - 70-х годах прошлого века были открыты такие крупные газоконденсатные месторождения как Вуктыльское, Ямбургское, Уренгойское, Медвежье, Заполярное, Астраханское, Оренбургское и др. На сегодняшний момент на государственном балансе учтено более 500 газоконденсатных месторождений, более 200 из которых разрабатываются. Геолого-геохимические сведения о газоконденсатных залежах различных нефтегазоносных провинций были опубликованы в работах А.С Ве-ликовского, А.И. Гриценко, В.А. Гущина, А.Г. Дурмишьяна, А.Х. Мирзаджан-заде, И.И. Нестерова, Я.Д. Саввиной, И.С. Старобинца, Г.С. Степановой, В.А. Чахмахчева [8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18] и др.

Газоконденсатные залежи содержат углеводородные пластовые системы, характеризующиеся различными составом и свойствами, которые зависят от глубины залегания залежи, продуктивности коллектора, термобарических условий и т.д. Так по данным, представленным в работе [10] пределом существования газоконденсатных систем принимаются минимальная температура 10 оС и минимальное давление 8 МПа. Максимальная глубина, на которой выявлена газоконденсатная залежь, составляет 6000 м с пластовым давлением более 60 МПа и температурой 140 оС. Содержание УВ С5+ в газовой фазе газоконден-сатных месторождений при начальных термобарических условиях также нахо-

-5

дится в широком диапазоне от 1 до 600 г/м и более.

В отличие от чисто газовых месторождений, газоконденсатные разрабатываются для получения не только газа, но и высокомолекулярных компонентов - газового конденсата, ценнейшего сырья нефтехимического производства. Нередко конденсат является основным целевым сырьем. Поэтому режимы разработки газоконденсатных месторождений оценивается с точки зрения не только эффективной добычи газа, но и жидких углеводородов.

В отечественной газопромысловой практике разработка газоконденсат-ных месторождений осуществлялась до недавнего времени на режиме использования только естественной энергии пласта. Такой режим («истощения») требует для своей реализации минимальных капитальных вложений и относительно умеренных текущих материальных и финансовых затрат [13, 19, 20, 21, 22, 23]и др.

Однако разработка ГКМ на режиме естественного истощения сопровождается фазовыми переходами, связанными с ретроградной конденсацией смеси при снижении давления в залежи вплоть до давления максимальной конденсации, причем по мере снижения давления уменьшается содержание в газовой фазе УВ С5+, снижается их молекулярная масса, плотность, изменяются групповой и компонентный состав и другие параметры. То есть в отличие от разработки чисто газовой залежи в данном случае приходиться иметь дело с продукци-

ей, постоянно изменяющей свой состав и постоянными потерями значительного количества ЖУВ.

Проблеме доизвлечения выпавшего в пласте конденсата посвящен ряд работ, практическое применение результатов которых нашло при эксплуатации ряда ГКМ. Так, на Вуктыльском НГКМ проводился масштабный промышленный эксперимент по доизвлечению выпавшего в пласте конденсата «сухим» тюменским газом [24]. Основные результаты эксперимента требуют еще своего научного осмысления и распространения на другие газоконденсатные залежи. Методы так называемого «сайклинг-процесса» широко используются на месторождениях за рубежом [25], альтернативные методы повышения конденсатоот-дачи (заводнение, закачка СО2 и др.) широко обсуждаются в специальной литературе [26, 27, 28, 29], их технологическая эффективность подтверждается при экспериментальных исследованиях и при моделировании на гидродинамических симуляторах.

1.2 Задачи и методы изучения изменения состава и свойств УВ систем

В настоящее время подавляющее большинство газоконденсатных месторождений разрабатывается на режиме естественного истощения, в условиях снижения давления и значительных потерь конденсата в пласте. При этом необходимо четко понимать о количественных и качественных изменениях, происходящих с пластовой ГКС в ходе эксплуатации месторождения и добычи углеводородного сырья. Н.В. Долгушин в своей монографии [30] отмечает, что немаловажной задачей при этом является совершенствование системы изучения состава и свойств добываемой продукции, что позволит обеспечить сбалансированность планов по добыче, подготовке и транспорту, переработке и потреблению углеводородного сырья. Количественная сторона этой проблемы определяется оптимизацией разработки месторождения в зависимости от загрузки промысловых установок подготовки газа и конденсата к транспорту и оборудо-

вания перерабатывающих заводов, а качественная - требованиями, предъявляемыми к продукции, подаваемой в газопроводы и конденсатопроводы, и к готовой продукции после переработки. Кроме этого, актуальность вопроса прогнозирования состава конденсата объясняется еще и тем, что некоторые компоненты в его составе (серосодержащие соединения) обладают значительной коррозионной активностью, а некоторые (твердые парафины, смолы, асфальтены) приводят к осложнениям в работе скважин, шлейфов, установок промысловой подготовки и транспорта конденсата. Актуальна эта задача и для обоснования эффективности внедрения методов повышения конденсатоотдачи.

Для полного понимания особенностей поведения ГКС при разработке месторождений принято рассматривать совокупность информации о составах и свойствах, а также фазовом поведении газоконденсатной пластовой УВ системы [31]. К числу основных изучаемых характеристик, которые необходимо определять или прогнозировать, относятся: состав пластового газа и потенциальное содержание УВ С5+, давление начала конденсации и степень насыщенности залежей, коэффициент конденсатоотдачи на любой стадии разработки залежей, давление максимальной конденсации, коэффициент усадки конденсата, количество газа дегазации. Также изучаются: распределение конденсата в залежи при снижении пластового давления, потери насыщенного конденсата в пластовых условиях, потери стабильного конденсата, текущее потенциальное содержание УВ С5+ в добываемом газе, выход конденсата при различных условиях сепарации, состав конденсата.

Определение вышеперечисленных параметров проводится на основе результатов газоконденсатных исследований, куда входит комплекс промысловых, экспериментальных и аналитических работ направленный на решение задач определения составов и свойств добываемых флюидов, а также на изучение фазового поведения УВ пластовой системы в процессе разработки залежи (рис. 1.1).

Комплексы газоконденсатных исследований

Промысловые Экспериментальные Аналитические

Замеры дебитов потоков и их соотношений ■ Г Подготовка проб, 1 ■ 1 Я 1 хроматография, 1 Щ Я 1 лабораторные 1 Щ Щ [ исследования ЖУВ J Щ | Расчет состава пластового газа

Отбор проб 1 1 Термодинамические 1 Н 1 1 исследования 1 Н Прогнозирование параметров ГКХ

Рис. 1.1 - Методы изучения газоконденсатных характеристик

1.3 Промысловые и экспериментальные методы определения компонентного состава газоконденсатных смесей и изучения их фазового поведения

Промысловые методы газоконденсатных исследований активно развивались с начала 60-х годов прошлого века в работах А.С. Великовского, В.В. Юшкина, О.Ф. Худякова, Г.С. Степановой, Я.Д. Саввиной. В то время на основе зарубежного материала был опубликован сборник статей [8], в котором были заложены основные принципы промысловых исследований, которые используются и в настоящее время.

В то время был предложен самый используемый метод проведения промысловых газоконденсатных исследований (ГКИ) - метод промышленных отборов. При реализации этого метода вся продукция скважины направляется в сепарационную установку, с использованием которой осуществляется замер конденсатогазового фактора (КГФ) и отбор проб флюидов. В большинстве случаев применяется полнопоточный сепаратор, смонтированный на устье скважины (рис. 1.2). Скважина на выбранном режиме отрабатывается до восстановления устьевых термобарических параметров. После чего переводится на сепаратор. Вся продукция скважины направляется от скважины через штуцер в сепаратор, где от газа отделяется попутная жидкость. Газ из сепаратора поступает

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Заночуев, Сергей Анатольевич, 2017 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 Foran, E. V. (1939, December 1). Development and Production Problems in High-pressure Distillate Pools. Society of Petroleum Engineers. P. 22 - 32.

2 Thornton, O. F. (1946, January 1). Gas-Condensate Reservoirs-A Review. American Petroleum Institute. P. 150 - 159.

3 Sage, B. H., & Lacey, W. N. (1936, January 1). Formation Volumes and Energy Characteristics of Gas-Cap Material from Kettleman Hills Field. American Petroleum Institute. P. 158 - 170.

4 Sherborne J.E. Fundamental Phase Behavior of Hydrocarbons. AIME, Volume 136, 1940, P. 119 - 135.

5 Kaye, E. (1939, January 1). Recovery of Condensate from Distillate Wells. American Petroleum Institute. P. 348 - 353

6 Buckley, S. E., & Lightfoot, J. H. (1941, December 1). Effects of Pressure and Temperature on Condensation of Distillate from Natural Gas. Society of Petroleum Engineers. P. 232 - 245.

7 Бабаев М-А. Газоконденсатное месторождения Карадаг / М-А. Бабаев, А. Г. Дурмишьян, М. С. Рустамов. - Баку: Азерб.гос.изд-во, 1958. - 159 с.

8 Великовский А.С., Юшкин В.В. Газоконденсатные месторождения. - М.: ГОСИНТИ, 1959 - 111 c.

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

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

11 Гущин В.А. Диагностика состояния природных углеводородных систем в залежах. - М.: Недра, 1992. - 128 с.

12 Дурмишьян А.Г. Газоконденсатные месторождения. - М.: Недра, 1979.

- 335 с.

13 Мирзаджанзаде А.Х., Дурмишьян А.Г., Ковалев А.Г. Разработка газоко-нденсатных месторождений. - М.: Недра, 1967. - 355 с.

14 Нестеров И.И., Салманов Ф.К., Шпильман К.А. Нефтяные и газовые месторождения Западной Сибири. - М.: Недра, 1971. - 162 с.

15 Саввина Я. Д. Газы и конденсаты месторождений природных газов СССР. Автореф. дис. д-ра геол.-мин.наук. - М., 1970. - 34 с.

16 Старобинец И.С. Геолого-геохимические особенности газоконденсатов.

- Л.: Недра, 1974. - 149 с.

17 Степанова Г.С. Фазовые превращения углеводородных смесей газокон-денсатных месторождений. - М: Недра. 1974. - 232 с.

18 Чахмачев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем. -М.: Недра, 1983. - 231 с.

19 Алиев З.С. Руководство по проектированию разработки газовых и газо-конденсатных месторождений. - М.: Недра, 2002. - 895 с.

20 Гриценко А.И., Николаев В.А., Тер-Саркисов Р.М. Компонентоотдача пласта при разработке газоконденсатных залежей. - М.: Недра, 1995. - 264 с.

21 Закиров С .Н., Лапук Б. Б. Проектирование и разработка газовых месторождений. - М., Недра, 1974. - 376 с.

22 Тер-Саркисов Р.М. Научные основы повышения эффективности разработки газоконденсатных месторождений: монография / Р.М. Тер-Саркисов, В.Г. Подюк, В.А. Николаев. - М.: Недра, 1998. - 344 с.

23 Тер-Саркисов Р. М. Разработка месторождений природных газов / Р.М. Тер-Саркисов. - М. : Недра, 1999. - 659 с.

24 Тер-Саркисов Р. М. Разработка газоконденсатных месторождений с воздействием на пласт / Р.М. Тер-Саркисов, А.И. Гриценко, А.Н. Шандрыгин. -М. : Недра, 1996 - 327 с.

25 Moradi, B., Tangsiri Fard, J., Rasaei, M. R., Momeni, A., & Bagheri, M. B. (2010, January 1). Effect of Gas Recycling on the Enhancement of Condensate Recovery in an Iranian Fractured Gas/Condensate Reservoir. Society of Petroleum Engineers. Paper SPE 132840. P. 1 - 8.

26 Желтов Ю.П., Мартос В.Н. Экспериментальное исследование механизма вытеснения газа водой применительно к вопросам разработки нефтегазокон-денсатных месторождений / Сб. статей.- М., 1969.

27 Закиров С. Н., Файзрахманов Р. Р., Сомов Ю. М. Закономерности периодического вытеснения газа водой и воды газом // Газовая промышленность, №11, 2002. - с. 35 - 37.

28 Al-Abri A. Enhanced Natural Gas and Condensate Recovery by Injection of Pure SCCO2, Pure CH4 and Their Mixtures: Experimental Investigation / A. Al-Abri, H. Sidiq, R. Amin // Paper SPE 124145-MS. - 4-7 October 2009. P. 1 - 13.

29 Ramharack R. Impact of Carbon Dioxide Sequestration in Gas/Condensate Reservoirs / R. Ramharack, K. Aminian, S. Ameri // Paper SPE 139083-MS. - 12-14 October 2010. P. 1 - 9.

30 Долгушин Н.В. Терминология и основные положения технологии газо-конденсатных исследований. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. - 140 с.

31 Долгушин Н. В. Современное состояние проблемы изучения газокон-денсатной характеристики // Газовая промышленность - 1992. - № 6. - с. 28.

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

33 Корчажкин Ю.М. Концепция масштабных газоконденсатных исследований // Материалы НТС «Пути совершенствования методики и организации исследований на конденсатность в ООО «Газпром». М., ИРЦ, 1992. -

34 Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсат-ных скважин / Под ред. Ю.П. Коротаева, Г.А. Зотова, З.С. Алиева. - М.: Недра, 1971. - 208 с.

35 Инструкция по исследованию газоконденсатных залежей с целью определения балансовых и извлекаемых запасов конденсата и других компонентов газа / О.Ф. Худяков, В.В. Юшкин, Я.Д. Саввина, А.С. Великовский. -М.: Недра, 1973. - 39 с.

36 Худяков О.Ф. Инструкция по исследованию газоконденсатных месторождений на газоконденсатность / О.Ф. Худяков, В.В. Юшкин, Я.Д. Саввина. -М.: Недра, 1975. - 72 с.

37 Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсат-ных пластов и скважин / под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. - М. : Недра, 1980. -301 с.

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

39 Методическое руководство по подсчету балансовых и извлекаемых запасов конденсата, этана, пропана, бутанов, неуглеводородных компонентов, определению их потенциального содержания в пластовом газе, учету добычи конденсата и компонентов природного газа / А.А. Овезова, Т.Д. Островская, В.И. Старосельский, В.В. Юшкин. - М: ВНИИГАЗ, 1990. - 45 с.

40 Р Газпром 086-2010 Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин: в 2 ч. - Утв. ОАО «Газпром» 05.08.2010, введ. 29.04.11 / [разраб. ООО «Газпром ВНИИГАЗ», авт. С.Н. Бузинов, Ю.Н. Васильев и др.] - М.: Газпром ЭКСПО, 2011 - Ч.1, - 234 с. Ч.2. - 319 с.

41 СТО Газпром 3.1-2-008-2008 Методика отбора проб многофазных потоков на устье скважины, кустовой замерной установки, установок промысловой подготовки, ООО «Информационно-рекламный центр газовой промышленности», Москва - 2008.

42 Заночуев С.А. Промысловые факторы, влияющие на достоверность определения характеристик пластового газа // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть», 4-2013. Вып. 33. С.46 - 53.

43 Долгушин Н. В. Методология изучения газоконденсатной характеристики нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности : диссертация ... доктора технических наук : 25.00.17 / Долгушин Николай Васильевич; [Место защиты: Ухтин. гос. техн. ун-т].- Ухта, 2007.- 400 с.: ил. РГБ ОД, 71 07-5/697.

44 Гороян В.И. Изучение процессов разгазирования нефти (для подсчета запасов и выбора схемы обустройства промысла) / ГОСТОПТЕХИЗДАТ, Москва, 1963. - 107 с.

45 Лапшин В.И., Круглов Ю.Ю., Желтов А.П. Проведение исследований фазового состояния пластовой смеси на установке "Magra-PVT" фирмы "Аль-стом-Атлантик АСВ" // Экс. информ. сер. Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений. - 1987. - №5. - с.4 - 7.

46 Хитеев А.М. К методике определения потерь конденсата в пласте на безртутных установках (УГК-3, PVT-7) // Материалы Всесоюзного совещания по обмену опытом в области разработки и эксплуатации газоконденсатных месторождений, Краснодар, октябрь 1963. - ЦНИИТЭнефтегаз, 1964. - с. 96 - 110.

47 Долгушин Н.В. Установка «RUSKA» - современная установка для исследования углеводородных систем / Н.В. Долгушин, А.Н. Волков, В.В. Смирнов // Пути совершенствования методики и организации исследований на кон-денсатность в ОАО «Газпром». В 2-х ч. Ч. 2: Материалы науч.-техн. совета ОАО «Газпром». - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002. - с. 37-43.

48 Лапшин В.И., Волков А.Н., Шафиев И.М. Установки для термодинамических исследований пластовых нефтегазоконденсатных систем месторождений ОАО «Газпром»" // Актуальные вопросы исследований пластовых систем

месторождений углеводородов: сб. науч. статей: в 2 ч. - Под ред. Б.А. Григорьева. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. - Ч. 1. с. 92 - 102.

49 Юшкин В.В., Коненков К.С. Аппаратура для исследования газоконден-сатных месторождений // Изучение газоконденсатных месторождений // под ред. А.С. Великовского, В.Н. Раабена, ГОСТОПТЕХИЗДАТ, М. - 1962. - с. 33 -51.

50 Худяков О.Ф. Опыт освоения и пуска установки УГК-3 / Изучение газо-конденсатных месторождений // под ред. А.С. Великовского, В.Н. Раабена, ГОСТОПТЕХИЗДАТ, М. - 1962. - с. 33 - 51.

51 Лапшин В.И., Николаев В.А., Троицкий В.М. Проблемы технического обеспечения термодинамических исследований пластовых нефтегазоконден-сатных систем на месторождениях ОАО «Газпром» // «Разработка месторождений углеводородов» - М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2008. - С. - 256 - 259.

52 Долгушин Н.В. Вопросы методического обеспечения исследований глубокозалегающих залежей на стадии разведочного бурения / Н.В. Долгушин, В.В. Смирнов // Пути совершенствования методики и организации исследований на газоконденсатность в ОАО «Газпром». Ч.1: Материалы НТС ОАО «Газпром», г.Ухта, ноябрь 2001г. - М.: ИРЦ Газпром, 2002. - с. 121 - 145.

53 Лапшин В.И., Корчажкин Ю.М., Артемьев В.Ю. Влияние неравномерности на фазовые переходы при термобарических исследованиях газоконден-сатных систем // Актуальные проблемы освоения, разработки и эксплуатации месторождений природного газа. - М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2003. - с. 285 - 292.

54 Люгай Д.В., Лапшин В.И., Волков А.Н., Шафиев И.М. Совершенствование методик экспериментального изучения фазовых превращений газокон-денсатных систем / Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов: сб. науч. статей: в 2 ч. - Под ред. Б.А. Григорьева. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. - Ч. 1.с. 103 - 119.

55 Danesh A. PVT and Phase Behavior of Petroleum Reservoir Fluids. Helliot Watt University, Edinburg, 1998. - 403 p.

56 Whitson C.H., Brule M.R. Phase Behavior. Society of Petroleum Engineers, 2000. - 240 p.

57 Арыстанбекова С.А. Современные методы газохроматографического анализа нестабильного газового конденсата: монография / С.А. Арыстанбекова, А.Б. Волынский, И.А. Прудников. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. - 180 с.

58 Брусиловский А. И. Фазовое равновесие в залежах нефти и газа // Бата-лин О. Ю., Брусиловский А. И., Захаров М. Ю. Фазовые равновесия в системах природных углеводородов. - М.: Недра, 1992. - 272 с.

59 Волков А.Н., Смирнов В.В., Ханукаев С.Д. Методы прогнозирования изменения содержания конденсата в пластовом газе при моделировании разработки месторождения на установке pVT // Научные проблемы и перспетивы нефтегазовой отрасли в Северо-Западном регионе России: научн. техн. сб. В 4 ч. Ч. 2. Разработка и эксплуатация месторождений. Комплексные исследования пластов и скважин. - Ухта: Филиал ООО «ВНИИГАЗ» - Севернипигаз» , 2005. - С. 125 - 143.

60 Заночуев С.А., Крайн Д.Р. Прогноз газоконденсатной характеристики месторождения в условиях снижения пластового давления ниже давления начала конденсации // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". 2011. №3. С. 272 - 282.

61 Пестряков А.К. Определение изменения потенциального содержания С5+ в пластовом газе при снижении пластового давления / А.К. Пестряков, И.А. Гриценко // НТС - Геология, бурение и разработка газовых и газоконден-сатных месторождений. - М.: ВНИИЭгазпром, 1987. - Вып. 12, C. 9-11.

62 Савчук Я.В. Определение содержания конденсата в пластовом газе по пластовым потерям // Нефтяная и газовая промышленность. - 1989. - №1. - с. 30 - 32.

63 Радченко В.В. Влияние конденсационной воды на величину извлечения углеводородов С5+ из залежей, находящихся в различных термобарических условиях // Изучение углеводородных систем сложного состава. М. ВНИИГАЗ, 2000. с 85 - 108.

64 Создание теоретических основ разработки высокотемпературных газовых и газоконденсатных месторождений с учетом фазовых переходов углеводородов и воды: монография // В.И. Петренко, В.Я. Зленко, В.М. Башкин, Н.Н. Петренко, О.С. Васильцова. - Ставрополь: СевКавГТУ, 2009. - 82 с.

65 Тер-Саркисов Р.М., Подюк В.Г., Николаев В.А., Гужов Н.А., Коби-лев В.А., Рассохин С.Г. Влияние промежуточных углеводородов на фазовое поведение газоконденсатной системы // Повышение углеводородоотдачи газокон-денсатных пласта месторождений. М. : ВНИИГАЗ, 1998. С 39 - 51.

66 Садых-заде Э.С., Разамат М.С. Влияние начальной углеводородной жидкой фазы в газоконденсатных месторождениях на потери и коэффициент извлечения конденсата // Геология нефти и газа.- 1989.- № 10.-С. 26-30.

67 Bourbiaux, B.J. and Limborg, S.G.: "An Integrated Experimental Methodology for a Better Prediction of Gas-Condensate Flow Behavior," Paper SPE 28931. Presented at the 1994 Annual Technical Conference (Sept. 25-28), New Orleans.

68 O'Reilly D.I. Comparative PVT Simulation: An Application to Australasian Fluid Samples, Australian School of Petroleum, U. of Adelaide SPE 129517-STU-P 2009.

69 SPE Reprint Series No. 15, Phase Behaviour, 1981, pp 270-280. Reprint of 'Equilibrium Constants of a Gas-Condensate System', A. E. Hoffman, J. S. Crump, C.R. Hocott, AIME (1953), 198, Р. 1-10.

70 Olaberinjo A.F. and Omole O.O. A Compositional Approach for Calculating Pressure Depletion Performance of Gas Condensate Reservoirs. PTDF Report Series 2004. Department Of petroleum Engineering, University of Ubedan, Nigeria.

71 Olaberinjo, A.F. Modeling the effect of compositional chancges in gas condensate reservoirs. SPESA Paper 0604, Paper Presented at SPE (Saudi Arabia) 2006 Technical Symposium, May 2006

72 Olaberinjo, A.F., Oyewola M.O., Obiyemi O.A., Adeyanju O.A. KPIM of Gas/Condensate Productivity of Gas/Condensate Ratio Using Reservoir Volumetric Balance, Journal of Applied Sciences 6(15), 2006

73 Robinson D.B. Capability of the Peng-Robinson programs / D.B. Robinson, D.Y. Peng, N.J. Ng // Hydrocarbon Processing. - № 9. - 1979. - P. 269 - 273.

74 Firoozabadi A. Reservoir depletion calculation for gas condensate using extended analysis in the Peng-Robinson equation of state / A. Firoozabadi, Y. Hekim, and D.L. Katz // Canadian Journal of Chemical Engineering. - October 1978. - Pp. 610 - 615, also SPE Reprint Series. - Number 15. - Phase Behavior. - 1981.

75 Soave G. Equilibrium constants from a modified Redlich-Kwong equation of state / G. Soave // Chemical Engineering Science. - 1976. - №6. - P. 1197 - 1207.

76 Pedersen K.S. Thermodynamics of petroleum mixtures containing heavy hydrocarbons. 3. Efficient flash calculations procedures using the SRK equation of state / K.S. Pedersen, P. Thomassen, A. Fredenslund // Industrial & Engineering Chemistry Process Design and Development. - 1985. - Voilume 24. - № 4. - P. 948-954.

77 Guo T.-M. Application of the Du - Guo and SRK equations of state to predict the phase behavior of Chinese reservoir fluids / T.-M. Guo, L.-G. Du, K.S. Pedersen, A. Fredenslund // SPE Reservoir Engineering. - August 1991. - № 3. -P. 379 - 388.

78 Nasrifar Kh. Predicting Natural Gas Dew Points from 15 Equations of State / Kh. Nasrifar, O. Bolland, M. Moshfeghian // Energy & Fuels. - Volume 19. - № 2. -2005. - P. 561. - 572.

79 Patel N.C. A new equation of state for fluids and fluid mixtures / N.C. Patel, A.S. Teja // Chemical Engineering Science. - Volume 37. - № 3. - 1982. - P. 463 -473.

80 Guo T. M. A three-parameter cubic equation of state for reservoir fluids / T.M. Guo, L. Du // Fluid Phase Equilibria. - Volume 52. - December 1989. - P. 47 -57.

81 Schmidt G. A modified van der Waals type equation of state / G. Schmidt, H. Wenzel // Chemical Engineering Science. - Volume 35. - № 7. - 1980. - P. 1503 -1512.

82 Брусиловский А. И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. - М.: Грааль, 2002. - 575 c.

83 Брусиловский А. И. Теоретические основы фазовых превращений углеводородных смесей. - М.: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2010.

84 Брусиловский А. И., Нугаева А. Н. Теория и практика обоснования свойств природных углеводородных систем: Обз. инф. // Сер. «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». -М.: ИРЦ Газпром, 2008. - 112 с.

85 Брусиловский А. И., Нугаева А. Н., Хватова И. Е. Методология системного обоснования свойств пластовых нефтей при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений (ч. I) // Недропользование - XXI век. -2009. - № 5. - С. 23-30.

86 Брусиловский А.И. Многокомпонентная фильтрация газоконденсатных систем в глубокопогруженных залежах // Геология нефти и газа.-1997.- № 7.-С.31 - 38.

87 Брусиловский А.И., Назаров А.В., Петров Г.В., Федотова В.А. Свойства природных углеводородных систем в околокритическом состоянии // Обз.инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: ИРЦ Газпром. - 1998. - 56 с.

88 Organick, E.I. Prediction of Saturation Pressures for Condensate-Gas and Volatile-Oil Mixtures / E.I. Organick, B.H. Golding // Transactions AIME. - Volume 195. -1952. - 135 p.

89 Основы технологии добычи газа / А.Х. Мирзаджанзаде, О.Л. Кузнецов, К.С. Басниев, З.С. Алиев. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 2003. - 880 с.

90 Nemeth L.K. A Correlation of Dewpoint Pressure With Fluid Composition and Temperature Nemeth / L.K. Nemeth, H.T. Kennedy // SPE Journal. - Volume 7, Number 2. - June 1967. - P. 99 - 104.

91 Humoud A.A. A New Correlation for Gas-condensate Dewpoint Pressure Prediction / A.A. Humoud, M.A. Al-Marhoun // Paper SPE 68230-MS. - 17-20 March 2001.

92 Кучеров Г.Г., Пономарев А.Н., Островская Т.Д., Радченко В.В., Гриценко И.А., Фадеев М.И. Метод ретроспективного анализа при уточнении газокон-денсатной характеристики объектов разработки Уренгойского НГКМ // Актуальные проблемы освоения, разработки и эксплуатации месторождений природного газа. М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2003. С. 348 - 356.

93 Ayala, L.F., Ertekin, T. and Adewumi, M. 2007. Study of Gas/Condensate Reservoir Exploitation Using Neurosimulation.SPE Res Eval & Eng 10 (2): 140-149. SPE-88471-PA.

94 González, A., Barrufet, M.A., Startzman, R., 2003. Improved neuralnetwork model predicts dew point pressure of retrograde gases. Journal of Petroleum Science and Engineering 37, 183-194.

95 Elsharkawy A., Foda S.G. EOS simulation and GRNN modeling of the constant volume depletion behavior of gas condensate reservoirs. Energy and Fuels 12, 353-364 (December, 1998).

96 Eissa M., Shokir El-M. Dewpoint Pressure Model for Gas Condensate Reservoirs Based on Genetic Programming CIPC/SPE Gas Technology Symposium 2008 Joint Conference, 16-19 June 2008, Calgary, Alberta, Canada, Society of Petroleum Engineers.

97 Moradi G.R., Khoshmaram A.A. , Riazi M.R. Estimation of properties distribution of C7+ by using artificial neural networks / Journal of Petroleum Science and Engineering, 2009. P. 199 - 204.

98 Заночуев С.А. Прогнозирование пластовых потерь и содержания УВ С5+ в пластовом газе при снижении давления на основе оптимизационной задачи / Актуальные вопросы исследования пластовых систем месторождений углеводородов: сб. научных статей. Ч.1. / Под ред. Б.А. Григорьева. - М.: Газпром ВНИИГАЗ. 2011. С. 34 - 42.

99 Afidick Deddy, Kaczorowski N.J., Bette Srinivas Production Performance of a Retrograde Gas Reservoir:A Case Study of the Arun Field SPE 28749, 1994

100 Shandrygin, A., & Rudenko, D. (2005, January 1). Condensate Skin Evaluation by the Means of Transient Pressure Analysis. Society of Petroleum Engineers. doi: 10.2118/97027-MS.

101 Kalla, S., Leonardi, S. A., Berry, D. W., Poore, L. D., Sahoo, H., Kudva, R. A., & Braun, E. (2014, December 1). Factors That Affect Gas-Condensate Relative Permeability. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/173177-PA.

102 H. Deng, Z. Chen, C. Dong and M.H. Nikpoor Compositional Simulation of Condensate Banking Coupled with Reservoir Geomechanics, SPE, University of Calgary 168671-MS SPE Conference Paper - 2013.

103 Bozorgzadeh, M., & Gringarten, A. C. (2004, January 1). New Estimate for the Radius of a Condensate Bank from Well Test Data Using Dry Gas Pseudo-Pressure. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/89904-MS.

104 Von Schroeter, T. von, & Gringarten, A. C. (2004, January 1). Estimates for the Growth of a Condensate Bank from a Simple Compositional Model. Society of Petroleum Engineers. doi: 10.2118/89911-MS.

105 Krukrubo, G. J., & Gringarten, A. C. (2009, January 1). Predicting When Condensate Accumulation Near The Wellbore In A Gas Condensate Reservoir Can

Be Identified From A Build Up. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/121326-MS.

106 Giamminonni, D., Fanello, G., Kfoury, M., Colombo, I., & Bonzani, A. (2010, January 1). Condensate Banking Phenomenon Evaluation in Heterogeneous Low Permeability Reservoirs. Society of Petroleum Engineers. doi: 10.2118/131582-MS.

107 Huerta Quinones, V. A., Lanchimba, A. F., & Porlles, J. W. (2012, January 1). Modeling Condensate Banking Phenomena in Lean Gas Condensate Reservoirs. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/153388-MS

108 Sayed, M. A., & Al-Muntasheri, G. A. (2015, March 1). Mitigation of the Effects of Condensate Banking: A Critical Review. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/168153-PA.

109 Шабаров А.Б., Заночуев С.А. Метод расчета изменения компонентного и фазового состава газоконденсатной смеси в призабойной зоне пласта // Вестник Тюменского Государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2015. Том 1. №1 (1). С. 7 - 21.

110 Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. Часть 1 - М:, Наука, Гл. ред. Физ-мат. лит., 1987 - 464 с.

111 Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. Часть 2 - М:, Наука, Гл. ред. Физ-мат. лит., 1987 - 464 с.

112 Нигматулин Р.И. Механика сплошной среды. Кинематика. Динамика. Термодинамика. Статическая динамика. / Р.И. Нигматулин. - М.: ГЭОТАР-Медиа, 2014. - 640 с.

113 Заночуев С.А., Стрижов Н.В., Обух Ю.В. Метод расчета дебита газо-конденсатной смеси без использования данных лабораторных исследований сепараторных проб // Научно-технический вестник ОАО НК «Роснефть», 12014. Вып. 34. С. 32 - 36.