Методология изучения газоконденсатной характеристики нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, доктор технических наук Долгушин, Николай Васильевич

• Долгушин, Николай Васильевич
• доктор технических наук
• 2007

Оглавление диссертации доктор технических наук Долгушин, Николай Васильевич

На правах рукописи

Долгушин Николай Васильевич

Специальность 25.00.

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ.

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

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

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

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

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

3 ОБОСНОВАНИЕ НОВОЙ ТЕРМИНОЛОГИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ.

3.1 Анализ проблемы и необходимость создания новой терминологической системы.

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

4 РАЗВИТИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ПРОМЫСЛОВЫХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ.

4.1 Развитие методов определения оптимальных параметров режимов промысловых исследований.

4.1.1 Общая характеристика проблемы выбора режима газоконденсатных исследований.

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

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

4.2 Совершенствование технологий промысловых газоконденсатных исследований.

4.2.1 Анализ современного состояния.

4.2.2 Классификация методов и технологий промысловых исследований.

4.2.3 Обоснование технологий исследований разведочных скважин.

4.2.4 Разработка и совершенствование промысловых газоконденсатных исследований на УКПГ.

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

4.3.1 Анализ проблемы.

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

5 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ.

5.1 Новые задачи и возможности.

5.2 Технологическая характеристика установок pVT и обоснование направления совершенствования их.

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

5.3.1 Анализ проблемы.

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

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

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

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

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

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

6 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ГЕОХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЙ

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

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

6.3 Совершенствование технологий разгазирования проб сырого конденсата.

6.3.1 Общие положения.

6.3.2 Дегазация проб сырого конденсата.

6.3.3 Совершенствование технологии дебутанизации конденсата с использованием процесса ректификации.

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

6.4 Системный геохимический контроль и его комплексирование.

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

7.1 Анализ проблемы.

7.2 Сущность и цели интерпретации результатов газоконденсатного контроля

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

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

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

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

8 СИСТЕМНЫЙ КОНТРОЛЬ ИЗУЧЕНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ.

9 ИССЛЕДОВАНИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТЕЙ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ВУКТЫЛЬСКОГО НГКМ.

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

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

9.3 Разработка конденсатопромысловой модели для завершающей стадии разработки Вуктыльского НГКМ.

9.4 Разработка конденсатопромысловой модели Вуктыльского НГКМ.

9.5 Средняя газоконденсатная характеристика месторождения и дифференциальная оценка запасов конденсата.

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

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методология изучения газоконденсатной характеристики нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности»

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

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

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

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

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

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

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

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

Основные задачи исследований.

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

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

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

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

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

Научная новизна.

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

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

• промысловых, экспериментальных (pVT) и геохимических;

• обработки и интерпретации результатов исследований;

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

• прогнозирования и учета добычи углеводородного сырья.

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

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

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

Основные защищаемые положения.

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

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

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

Практическая значимость работы и внедрение результатов исследований.

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

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

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

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

В частности, результаты доложены и обсуждены на:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

12

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

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

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

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

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

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Долгушин, Николай Васильевич

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

Наименование показателя Значение показателя

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

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

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

3.1. Конденсат пластового газа (q^nr) 174

3.2. Ретроградный конденсат ^ркДг) 28

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

3.3. Нефть (qH.flr) 24

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

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

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

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

Осхгсрк), тыс.м3/сут

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

5. Дебиты конденсатонефтяных компонентов, т/сут

Всего в добываемом газе (GKH.Ar) 29,3

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

5.2. Ретроградный конденсат (GpK) 3,5

5.3. Нефть (GH) 3,1

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

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

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

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

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

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

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

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

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Автором обобщены основные выводы и рекомендации.

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

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

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

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

• промысловых, экспериментальных (pVT) и геохимических;

• обработки и интерпретации результатов исследований;

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

• прогнозирования и учета добычи углеводородного сырья.

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

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

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

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

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

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Долгушин, Николай Васильевич, 2007 год

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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