Разработка ресурсосберегающих технологий подготовки и межпромыслового транспорта скважинной продукции ачимовских промыслов Уренгойского месторождения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Корякин Александр Юрьевич

• Корякин Александр Юрьевич
• кандидат наук
• 2021

Оглавление диссертации кандидат наук Корякин Александр Юрьевич

Введение

1. Основные особенности промысловой подготовки продукции ачимовских скважин Уренгойского НГКМ

1.1. Текущее состояние и основные осложнения в процессе эксплуатации ачимовской УКПГ-22

1.2. Ретроспективный обзор и анализ осложняющих факторов основных методов определения состава пластового флюида газоконденсатных месторождений

1.3. Влияние термобарических параметров низкотемпературной сепарации на извлечение компонентов в товарные продукты

1.4. Развитие рециркуляционных технологий предупреждения гидратообразования на установках низкотемпературной сепарации

1.5. Выводы по главе

2. Разработка метода прогноза состава совокупного пластового флюида ачимовских залежей, поступающего на УКПГ

2.1. Интерпретация геолого-технической информации для определения основных факторов влияния на содержание этана в пластовом флюиде

2.2. Разработка метода определения прогнозного компонентно-фракционного состава совокупного пластового флюида, поступающего на установку комплексной подготовки газа

2.3. Прогноз изменения содержания этана в смесевом пластовом газе УКПГ-22

2.4 Выводы по главе

3. Разработка ресурсосберегающих технологий низкотемпературной сепарации на

ачимовских промыслах при подготовке товарных продуктов

3.1. Исследование влияния термобарических параметров низкотемпературной сепарации на содержание этана в товарном газе и извлечение углеводородов в нестабильный конденсат

3.2. Разработка технологической схемы эксплуатации ачимовской УКПГ в компрессорный период разработки

3.3. Анализ причин высоких потерь метанола с нестабильным конденсатом на УКПГ-22

3.4. Разработка рециркуляционной схемы использования метанола с подачей жидкости из сепаратора С-2 в сепаратор С-3 через эжектор

3.5. Разработка комплексной рециркуляционной схемы использования метанола

3.6 Выводы по главе

4. Разработка технологических схем подготовки и межпромыслового транспорта этансодержащего газа на основе существующей инфраструктуры месторождения

4.1. Анализ загрузки технологического оборудования валанжинских УКПГ Уренгойского комплекса

4.2. Разработка технологии совместной подготовки конденсатосодержащих пластовых флюидов валанжинских и ачимовских залежей на УКПГ-1АВ

4.3. Оптимизация процесса извлечения этана в товарный газ при подготовке валанжинского и ачимовского газов на УКПГ-1АВ

4.4. Разработка системы транспортировки этансодержащего газа на выделенные направления Единой системы газоснабжения

4.5. Выводы по главе

5. Технико-экономическая оценка разработанных рециркуляционных схем использования метанола

Заключение

Список сокращений и условных обозначений

Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования

В современных условиях одной из основных функций ПАО «Газпром» является реализация на товарно-сырьевых рынках природного газа и продукции переработки газового конденсата. В результате товарный газ, получаемый из газокон-денсатных залежей месторождений, используется как топливо, тем самым исключая возможность переработки компонентов газа для создания продуктов с высокой добавленной стоимостью и сырья для производства готовых изделий из полимеров с ценой на порядок и более превышающей стоимость природного газа.

Коренным образом изменить данную ситуацию призвана разработанная Министерством энергетики РФ «Стратегия развития химического и нефтехимического комплекса на период до 2030 года», в соответствие с которой в районе морского порта Усть-Луга в Ленинградской области реализуется проект по строительству комплекса по переработке этансодержащего газа. Для таких предприятий источники сырья находятся за тысячи километров, в основном, в регионах Западной и Восточной Сибири. Товарный газ, получаемый из газоконденсатных залежей месторождений Уренгойского комплекса, с максимальным содержанием этана является перспективной сырьевой базой для его поставки на газоперерабатывающие предприятия [1].

Массовая доля этана достигает 12 % на выходе с установок низкотемпературной сепарации ачимовских промыслов и на 3,3 % меньше для продукции валанжин-ских промыслов. Но содержание этана в товарном газе всего месторождения, поданного в Единую систему газоснабжения, кратно снижается из-за смешивания ачимовского, валанжинского и сеноманского газов в межпромысловом коллекторе Уренгойского комплекса.

Из запланированных к вводу шести ачимовских установок комплексной подготовки газа (УКПГ) к настоящему времени в эксплуатацию введены две. Десятилетний опыт эксплуатации ачимовской УКПГ-22 свидетельствует о колебательном

процессе изменения во времени содержания этана в скважинной продукции (совокупном пластовом флюиде) промысла. Поэтапный ввод в разработку скважин, различие в режимах их эксплуатации, изменение состава совокупного пластового флюида (пластового газа скважин или скважинной продукции) из-за падения пластового давления - причины, по которым содержание этана в пластовом газе переменно.

Для проектирования и строительства газоперерабатывающего предприятия в комплексе с нефтехимическим производством важен долгосрочный прогноз изменения массовой доли этана в газе ачимовских УКПГ и необходимо сохранение этого ресурса при сборе и транспорте этансодержащего газа в межпромысловом коллекторе. В противном случае уменьшение содержания этана в газе потребует дополнительных капитальных и эксплуатационных затрат на газоперерабатывающих предприятиях. Поэтому сохранение максимально возможной массовой доли этана является актуальной научно-практической задачей, решение которой возможно путем совершенствования процессов подготовки и сбора газа газоконден-сатных залежей Уренгойского месторождения.

В создание технологий, направленных на эффективную разработку газоконденсатных месторождений, значительный вклад внесли: Арутюнов А.И., Бекиров Т.М., Берго Б.Г., Брусиловский А.И., Бурмистров А.Г., Великовский А.С., Гриценко А.И., Гуревич Г.Р., Зиберт Г.К., Истомин В.А., Кубанов А.Н., Касперович А.Г., Лакеев В.П., Толстов В.А., Туревский Е.Н., Худяков О.Ф., Юшкин В.В., Язик А.В. и другие. Разработки этих ученых явились фундаментом для исследований, результаты представлены которых в настоящей диссертации. Однако перспективы развития в России газоперерабатывающей и газохимической промышленности и значительные объемы этана в составе пластового флюида газоконденсатных залежей Уренгойского комплекса ставят новые задачи по совершенствованию процессов добычи, подготовки и транспорта газа, решение части из которых предложено в данной работе.

Объектом исследования являются режимы эксплуатации основных технологических объектов газового промысла: скважин, сепараторов, установок низкотемпературной сепарации (НТС), межпромыслового коллектора (МПК), дожимных компрессорных станций (ДКС), элементов установки комплексной подготовки газа (УКПГ).

Целью работы является создание и обоснование комплекса ресурсосберегающих технологий промысловой подготовки и межпромыслового транспорта этансодержащего газа ачимовских залежей Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения, обеспечивающих высокую массовую долю этана в товарном газе для газоперерабатывающих предприятий.

Задачами работы являются:

1) обзор и анализ технологического состояния основных промысловых объектов подготовки и межпромыслового транспорта этансодержащего газа Уренгойского комплекса и проектных решений по их развитию. Выявление проблем и определение способов достижения цели диссертационной работы;

2) интерпретация результатов промысловых и аналитических исследований для долгосрочного прогноза изменения массовой доли этана в совокупном пластовом флюиде и товарном газе ачимовских промыслов в зависимости от пластовых условий, параметров эксплуатации скважин и термобарических условий процесса низкотемпературной сепарации;

3) разработка комплексных ресурсосберегающих технологий подготовки совокупного пластового флюида газоконденсатных залежей Уренгойского комплекса при эффективном использовании имеющихся промысловых мощностей подготовки и межпромыслового транспорта газа;

4) совершенствование рециркуляционных технологий ингибирования процесса низкотемпературной сепарации с целью сокращения потерь метанола, растворенного в нестабильном конденсате;

5) технико-экономическая оценка эффективности разработанных решений.

Соответствие паспорту специальности 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Приведенные выше цель и задачи работы соответствуют формуле специальности 25.00.17, согласно которой диссертации по данной специальности должны быть направлены на изучение, проектирование... и управление природно -техногенными системами «при извлечении из недр углеводородов (нефти, попутного и природного газа) и других компонентов на базе рационального недропользования, включающего ресурсосберегающие, экологически безопасные и рентабельные геотехнологии освоения недр, системы подготовки скважинной продукции». Кроме этого, приведенный выше перечень технологических объектов относится к основным объектам, подлежащим изучению в диссертациях, подготовленных по специальности 25.00.17 (Области исследований: пункт 4 «... технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов»).

Методы исследований

Газоконденсатные исследования скважин, промысловые и лабораторные исследования с последующей обработкой результатов методами математической статистики, аналитическая интерпретация расчетов фазового поведения углеводородов, моделирование процессов работы элементов и в целом системы «пласт -УКПГ - МПК».

Научная новизна

1. Разработан метод прогнозирования компонентно-фракционного состава совокупного пластового флюида, поступающего на УКПГ, который, по сравнению с существующими методиками, позволяет учесть большее разнообразие составов скважинной продукции и повысить точность прогноза изменения компонентно -фракционного состава совокупного пластового флюида.

2. Получены эмпирические зависимости, которые являются основой для качественного проведения газоконденсатных исследований и оптимизации режимов эксплуатации установок подготовки совокупного пластового флюида ачимовских и валанжинских залежей. Такими зависимостями являются:

- содержания газообразных компонентов в пластовом флюиде от его кон-денсатосодержания;

- массовой доли этана в товарном газе и выхода нестабильного конденсата из совокупного пластового флюида от его конденсатосодержания и термобарических условий в концевой ступени НТС;

- растворимости метанола в нестабильном конденсате от массовой доли метанола в водно-метанольном растворе;

- массовой доли этана в товарном газе при совместной подготовке продукции ачимовских и валанжинских залежей от давления сепарации.

3. Разработан технологический способ низкотемпературной сепарации при подготовке ачимовского газа с многостадийным дросселированием газа и его ком-примированием по схеме «ДКС - УКПГ - ДКС» обеспечивающий увеличение массовой доли этана в товарном газе.

4. Разработан технологический способ рециркуляционного использования метанола, который заключается в подаче жидкой фазы из промежуточного сепаратора в низкотемпературный сепаратор с помощью эжектора и с водной экстракцией метанола из нестабильного конденсата с использованием пластовой воды. Разработанный способ обеспечивает меньшее содержание метанола в конденсате по сравнению с известными технологиями.

Теоретическая и практическая значимость работы

Теоретическая значимость работы определяется разработанным методом прогнозирования состава пластового флюида и полученными зависимостями содержания газообразных компонентов в пластовом газе, массовой доли этана в товарном газе, от конденсатосодержания в пластовом газе и термобарических характеристик, а также растворимости метанола в конденсате от его концентрации в

водно-метанольном растворе, что позволило выявить эффекты, положенные в основу усовершенствования технологий промысловой подготовки и сбора добываемой продукции.

Практическая реализация разработанных технологий обеспечивает эффективную совместную работу сеноманских, валанжинских и ачимовских промыслов Уренгойского месторождения. Разработанный технологический режим подготовки конденсатсодержащего газа и схемы межпромыслового транспорта ачимовского и валанжинского газа обеспечивают массовую долю этана в товарном газе на уровне 11-12%. Данные технические решения включены в проектные решения по расширению 2-го и в проекты обустройства 4-го, 5-го ачимовских участков. Технологические схемы транспорта газа для газоперерабатывающих и газохимических производств с использованием подсистем межпромыслового коллектора включены в техническое задание на разработку проекта «Реконструкция и техническое перевооружение объектов и инженерных систем межпромысловых коллекторов Уренгойского НГКМ. 2 этап».

Внедрением разработок достигается технико-экономический эффект за счет:

- отказа от строительства УКПГ для подготовки газа участка 3А ачимовских отложений;

-сокращения расхода ингибитора гидратообразования при подготовке газа ачимовских промыслов;

-увеличения массовой доли этана до 0,3% в товарном газе ачимовских промыслов.

Экономический эффект в 2017-2018 гг. от внедрения результатов исследований, выполненных в настоящей работе, составляет 16,8 млн рублей.

Защищаемые положения

1. Метод определения компонентно-фракционного состава совокупного пластового флюида, поступающего на установку подготовки ачимовского газа.

2. Технология подготовки углеводородной продукции ачимовских залежей, основанная на результатах аналитических исследований фазового поведения этана

с учетом особенностей разработки ачимовских залежей в системе «пласт - УКПГ» и обеспечивающая получение сырьевого газа заданного состава для газопереработки.

3. Ресурсосберегающие рециркуляционные технологии использования метанола на установке низкотемпературной сепарации ачимовского промысла.

4. Энергосберегающая технология подготовки совокупных пластовых флюидов валанжинских и ачимовских залежей Уренгойского НГКМ с вводом в производственный цикл высвобождающихся мощностей сеноманского и валанжинского промыслов.

5. Подсистема транспортировки по МПК сырьевого газа для газопераработки на выделенные направления единой системы газоснабжения.

Личный вклад автора заключается в выполнении основного объема теоретических и экспериментальных (промысловых) исследований, включающего проведение расчетов, разработку теоретических моделей и методик проведения промысловых испытаний, апробацию результатов исследований, в том числе, в виде публикаций, патентов и научных докладов.

Апробация работы

Результаты работы докладывались на II Международной научно-практической конференции «Актуальные вопросы исследования нефтегазовых пластовых систем (SPRS-2018) (Москва 19-21 сентября 2018 г.), Российской нефтегазовой технической конференции SPE (Москва 15-17 октября 2018 г.).

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка ресурсосберегающих технологий подготовки и межпромыслового транспорта скважинной продукции ачимовских промыслов Уренгойского месторождения»

Объём работы

Диссертация включает введение, пять глав, заключение, изложена на 161 стр., содержит 78 рис., 27 табл. Список литературы включает 138 наименований.

1. ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ ПРОДУКЦИИ АЧИМОВСКИХ СКВАЖИН УРЕНГОЙСКОГО НГКМ

1.1. Текущее состояние и основные осложнения в процессе эксплуатации

ачимовской УКПГ-22

Залежи углеводородов Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (УНГКМ) выделены в 42 пластах в 4 нефтегазоносных комплексах (апт-сено-манский, неокомский, ачимовский и юрский) [2, 3]. Оно уникально не только по начальным запасам, но также по разнообразию составов и условиям разработки залежей углеводородов. Добыча пластового флюида осуществляется в настоящее время из трёх комплексов (рисунок 1.1).

Рисунок 1.1 - Геологический профиль Уренгойского месторождения

Разработка сеноманского комплекса находится в стадии падающей добычи, отборы пластового флюида из неокомского (основные залежи приурочены к валан-жинскому ярусу) постепенно уменьшаются. Актуальность и значимость освоения запасов ачимовских залежей определяются необходимостью компенсировать снижение объемов добычи углеводородов из вышележащих комплексов и, таким образом, реализовать стратегию ООО «Газпром добыча Уренгой» по поддержанию текущего уровня добычи газа и увеличению добычи жидких углеводородов. В результате проведенных геологоразведочных работ на Уренгойском НГКМ в ачимов-ском комплексе выявлены залежи углеводородного сырья в пластах Ач12, Ач13, Ач14, Ач15, Ач2, Ач22, Ач30, Ач3-4, Ач51, Ач52-3, Ач6-01, Ач6-02, Ач61. Наибольшими размерами и повышенной продуктивностью характеризуются горизонты Ач3-4, Ач52-3.

Сложность и особенность геологического строения ачимовских залежей УНГКМ, по сравнению с вышележащими неокомскими и сеноманскими отложениями, определяются тектоническими нарушениями, выклиниванием пластов и их литологической неоднородностью, линзовидностью природных резервуаров, негоризонтальностью газожидкостных контактов, а также крайне низкими значениями фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, что требует применения технологии гидроразрыва [3, 4]. Пластовое давление изменяется в диапазоне от 57 до 61 МПа, а температура - от 106 до 112 °С. В таблице 1.1 представлен начальный состав пластового флюида ачимовских залежей.

Газоконденсатная система ачимовских залежей недонасыщена углеводородами С5+. Компонентно-фракционный состав пластового флюида ачимовских залежей свидетельствует о следующих его особенностях [5, 6]:

- существенное содержание тяжелых фракций с температурой конца кипения до 690 °С;

- содержание газового конденсата до 500 г/м3;

- массовая доля тугоплавких парафинов до 6 %;

- значительное содержание углеводородов группы С2-С4.

Таблица 1.1 - Начальный состав и свойства ачимовского пластового флюида

№ п/п Компоненты и фракции Состав пластового флюида Молекулярная масса 1кип Плотность в н.у.

Молярная доля, % Массовая доля, % г/моль оС кг/м3

1 С02 0,664 1,063 44,01 -78,5 480*

2 N2 0,121 0,124 28,01 -195,5 570*

3 С1 77,848 45,452 16,04 -161,5 270*

4 С2 8,330 9,116 30,07 -88,6 364*

5 Сз 4,148 6,657 44,10 -42,1 505*

6 ьС4 1,068 2,260 58,12 -11,7 557*

7 П-С4 1,370 2,898 58,12 -0,5 579*

8 1-С5 0,496 1,303 72,15 27,9 620

9 П-С5 0,487 1,278 72,15 36,1 627

10 фр. до 60 °С 0,085 0,243 78,20 52 656

11 60-70 °С 0,513 1,550 83,10 65 677

67 620-630 °С 0,002 0,043 771,80 625 918

68 630-640 °С 0,001 0,033 799,80 635 921

69 640-690 °С 0,001 0,017 829,00 645 923

* - приведенная плотность

Согласно классификации В.И. Старосельского [7], пластовый флюид ачимов-ских залежей является ценным химическим сырьем для переработки, т.к. относится к этан-пропановому типу с молярным содержанием этана от 6 до 9 %. Наличие тугоплавких парафинов с температурой начала кристаллизации 27 °С (рисунок 1.2) требует применения специальных технических решений по предупреждению пара-финоотложений в технологическом оборудовании подготовки и транспортировки конденсата [8, 9].

ООО «Газпром добыча Уренгой» владеет лицензией на разработку пяти ачи-мовских участков 1А-5А с газоконденсатными залежами (рисунок 1.3). В настоящее время разрабатываются первый участок (УКПГ-31) и второй участок (УКПГ-22) соответственно с 2008 и 2009 года. Предусматривается ввод в промышленную эксплуатацию еще четырех УКПГ: одна установка на втором участке и по одной установке на третьем, четвертом, пятом участках.

Температура кристаллизации, °С

0,16 и 0,14 - £ 0,12 - § 0,10 -К -е 0,08 - ев ' 1 0,06 - § 0,04 -0,02 -п пп

\

0,00 _3 Т 1 1 1 1 0 -20 -10 0 10 20 30 емпература кристаллизации, °С

а) б)

Рисунок 1.2 - Содержание в конденсате тугоплавких парафинов (а) и распределение их масс (б) от температуры кристаллизации

©

Газоконденс атный промысел

Планируемая к вводу ачимовская УКПГ

Планируемая к вводу установка стабилизации ачимовского конденсата

Газоконденс атный промысел

(сеноман+валанжин)

Рисунок 1.3 - Схема объектов добычи углеводородов из газоконденсатных

залежей на УНГКМ

Опыт эксплуатации промыслов свидетельствует, что в совокупном пластовом флюиде УКПГ содержание этана и углеводородов С5+ колеблется во времени (рисунок 1.4). Снижение массовой доли этана и рост конденсатосодержания совокупного пластового флюида связаны с вводом в эксплуатацию новых скважин.

«

5 К

а

*

а и

э

о о

ё

0

1

и «

К о

450 430 410 390 370 350 330 310 290 270 250

10

9 0 0 1 1 2 2 3 3 4 4 5 5 7 7 8 8 9

0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1—н

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

са са са са са са са га га га га га га га га га га га га га

о о о о о о о ^ о ^ о ^ о ^

1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 0

ей К

а н

ел

к

4

о «

5

и о о о ей

Рисунок 1.4 - Изменение конденсатосодержания совокупного пластового флюида

и содержания этана на УКПГ-22 во времени

9

8

7

6

5

До настоящего времени не определен исходный состав совокупного пластового флюида, поступающего на УКПГ-22. Он ежегодно пересматривается в проектных документах и в их авторских сопровождениях с изменением содержания как углеводородов С5+, так и этана (рисунок 1.5).

Проектирование установок подготовки совокупного пластового флюида из ачимовских залежей было основано на опыте эксплуатации валанжинских УКПГ Уренгойского и Ен-Яхинского месторождений. На ачимовских промыслах подготовка газа осуществляется трехступенчатой низкотемпературной сепарацией [8, 9, 10] с применением ингибитора гидратообразования - метанола (рисунок 1.6).

Годы

Рисунок 1.5 - Изменение конденсатосодержания и этана в исходном совокупном пластовом флюиде УКПГ-22 по данным проектных документов и их авторских

сопровождений 2010-2017 гг.

Газ сепарации в межпромысловый коллекто1

Водный раствор в промстоки

Условные обозначения

- Смесь конденсата и ВМР

- Нестабильный конденсат

- Природный газ

- Газ выветривания

Водометанольный раствор

p=5,5 МПа

t= -30°С

С-3

(Рг ВМР) ( Л„ Рг ) \__/ у Метанолу

н 1

^Метанольный парк

Нестабильный конденсат в конденсатопровод

|_ Площадка буферных емкостей J

Рисунок 1.6 - Принципиальная технологическая схема низкотемпературной подготовки ачимовского совокупного пластового флюида

Ачимовские УКПГ имеют ряд технических и технологических отличий от валанжинских установок (таблица 1.2). На валанжинских УКПГ ВМР с концевой ступени сепарации подается в шлейфы скважин, термобарические условия эксплуатации которых находятся в гидратной области. На ачимовских УКПГ из-за без-гидратного режима эксплуатации шлейфов отсутствует необходимость подачи ингибитора в газосборные трубопроводы. Технология подготовки углеводородов на ачимовских промыслах предусматривает применение специального аппарата - ко-лонны-десорбера К-1 для извлечения метанола из ВМР, поступающего из низкотемпературного разделителя Р-2.

Таблица 1.2 - Параметры эксплуатации валанжинских и ачимовских УКПГ

Характеристики Валанжинские УКПГ Ачимовские УКПГ

Давление на входе, МПа 5,5-7,5 10,5-11,5

Температура на входе, °С 5-15 25-30

Давление в НТС, МПа 3,0-3,5 5,2-5,5

Температура конденсата на выходе, °С 0 ... минус 15 25 ... 30

Расход метанола в шлейфы, кг/тыс.м3 1,5 0

Расход метанола на УНТС, кг/тыс.м3 0,7 1,0-1,1

Конденсатосодержание совокупного пластового флюида, г/м3 70-100 290-330

Массовая доля парафинов в конденсате, % До 0,1 До 6

Десорбция метанола газовым потоком Не применяется Применяется

Сепарация совокупного пластового флюида осуществляется в три ступени (рисунок 1.6): в первичном (С-1), промежуточном (С-2) и низкотемпературном (С-3) сепараторах. Колонна-десорбер К-1 проводит дополнительную сепарацию газового потока из первичного сепаратора С-1 от жидкости, содержащей тугоплавкие парафины. После колонны-десорбера К-1 установлен аппарат воздушного охлаждения ВХ-1, за которым расположены рекуперативные теплообменники «газ -конденсат» Т-3 и «газ - газ» Т-0 и Т-1. Из промежуточного сепаратора С-2 газовый поток поступает в рекуперативный теплообменник «газ - газ» Т-2, затем в эжектор и низкотемпературный сепаратор С-3. После низкотемпературного сепаратора С-3

газ сепарации проходит рекуперативные теплообменники «газ - газ» Т-2, Т-1 и Т-0 и выводится из установки в МПК, давление в котором составляет 5,1-5,4 МПа.

Опыт разработки ачимовских залежей свидетельствует об изменении содержания этана в товарном газе (рисунок 1. 7), по мере эксплуатации промысла она снизилась с 11,9-12,5 до 11,5-12,0 %.

13,0

хо 12,5 о4

§ 12,0

о «

§ 11,5

и

И 11,0

10,5

10,0

9 0 0 1 1 2 3 3 4 4 5 5 7 7 8 9 9

0 1 1—н 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

га га га га га га га га га га га га га га га га га га га

о .—<' Ч£Э .—<' К сч оо го ^ ^ .—<' сч чсэ .—<' К

0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 1 0 0 0

Дата

Рисунок 1.7 - Изменение содержания этана в товарном газе ачимовского УКПГ-22 Уренгойского месторождения

Жидкая фаза, выделенная на первой и промежуточной ступенях сепарации, поступает в разделитель Р-1, а из низкотемпературного сепаратора С-3 направляется в разделитель Р-2. Потоки конденсата из разделителей смешиваются и поступают в выветриватель В-1 для дегазации, после чего нестабильный конденсат транспортируется в буферную емкость БЕ. Для утилизации газов выветривания из выветривателя и буферной емкости используется эжектор. Далее конденсат направляется на насосную станцию, после которой поступает на Завод по подготовке конденсата к транспорту ООО «Газпром переработка».

Система ингибирования процесса низкотемпературной сепарации УКПГ-22 схожа с любой валанжинской установкой. Метанол с массовой долей 95 % подается

перед теплообменниками Т-2 и Т-3 в количестве 1,0-1,1 кг/тыс.м3. Массовая доля метанола в ВМР сепараторов С-2 и С-3 составляет около около 40 % и 75 % соответственно. Жидкость из сепараторов С-1, С-2 и колонны-десорбера К-1 поступает в разделитель Р-1, из которого водный раствор выводится из установки. Жидкость из сепаратора С-3 подается в разделитель Р-2, для отделения от нестабильного конденсата ВМР, который подают в накопительную емкость Рг-2 ВМР и далее после повышения давления в колонну-десорбер К-1 для экстракции газом метанола, растворенного в ВМР.

Меньший расход ингибитора гидратообразования на ачимовских промыслах по сравнению с валанжинскими объясняется более высокой температурой пластового флюида в шлейфах и применением рециркуляционной схемы использования метанола с колонной-десорбером в условиях отсутствия регенерации метанола. Благодаря относительно высокой температуре газа в колонне-десорбере К-1 процесс поглощения метанола газовым потоком из ВМР отличается высокой эффективностью. От общего расхода метанола на УКПГ-22 потери метанола с ВМР составляют 4 % [11, 12] (рисунок 1.8).

4 %

Рисунок 1.8 - Распределение потерь метанола с исходящими потоками УКПГ-22

При этом в нестабильном конденсате растворяется 71 % ингибитора, а в газе сепарации - 25 %. Массовая доля метанола в конденсате ачимовских залежей на

выходе из УКПГ составляет 0,2-0,3 %. Следует отметить, что по экспериментальным исследованиям при полном отсутствии водной фазы массовая доля метанола при температуре 20 °C в конденсате Ямбургского НГКМ может достигать 4 % [13]. Проектная схема ачимовских УКПГ не предусматривает извлечение метанола из углеводородной фазы, и этот процесс обеспечивается главным потребителем конденсата Уренгойского НГКМ - Сургутским заводом стабилизации конденсата [14, 15]. С учетом того, что нестабильный конденсат ачимовских УКПГ транспортируется в безгидратном режиме, актуальной задачей является уменьшение потерь метанола с нестабильным конденсатом в процессе подготовки пластового газа.

Подача газа сепарации с ачимовских УКПГ-22, 31 осуществляется в трубопроводы третьей и четвертой нитки (Восточный коридор) МПК (рисунок 1.9). Газ, с планируемых к вводу в промышленную эксплуатацию УКПГ-21, 41, 51, также будет поступать в трубопроводы Восточного коридора МПК, а с УКПГ-30 на вход в головную компрессорную станцию ГКС-1 (таблица 1.3).

Ачим Девелопмент Ачим Девелопмент А.чимгаз

Заполярное-

УКПГ-15 УКПГ-13 Й @

О

УКПГ-31 УКПГ-21 УКПГ-22 Уренгой

0 0 0 0

Нитка №4

Ямб ург-Ур енг ой

Нитка №3

УКПГ-12 УКПГ-10 УКПГ-9 @ @ @

0

УКПГ-7 УКПГ-6 й)@

Нитка № 1

Е

УКПГ-5 УКПГ-4

0

Уренгой-Сургут-Челябинск

Ii

ГКС-2 Заполярная

УКПГ-3 УКПГ-1

Нитка №2

ГКС-3 Пуровская

0

0 £

УКПГ-2/2 В ЗПКТ

Ен-Яхинское НГКМ УКПГ-11/11В

Центр-2

Ужгород

Ц ентр-1

Надым

Грязов ец

УКПГ-1А/1АВ

0

О

ГКС-1 Н ов оур енгойская

Петровск

Условные обозначения

Цд, Головная компрессорная станция

Сеноманская установка комплексной подготовки газа

©

Сеноманская/валанжинская установка комплексной подготовки газа

Газоконденсатный промысел ачимовской залежи

" Завод по подготовке конденсата к транспорту

Действующий газопровод Перспективный газопровод

Рисунок 1.9 - Схема сбора и подачи на головные компрессорные станции товарного газа от промыслов месторождений Уренгойского комплекса

УКПГ-41

УКПГ-30

УКПГ-8/8В

Таблица 1.3 - Характеристика трубопроводов транспортировки газа и конденсата

УКПГ Газ Конденсат

Подача Протяженность / диаметр, км / мм Подача Протяженность / диаметр, км / мм

31 Восточный коридор 5,0 / 720 ЗПКТ 34,7 / 325

22 Восточный коридор 0,8 / 530 ЗПКТ 16,5 / 325

21 Восточный коридор 2,0 / 426 УКПГ-22 9,0 / 273

30 На вход ГКС-1 13,0 / 530 Выход НК УКПГ-31 13,0 / 273

41 Восточный коридор 3,6 / 530 Площадка УСК 49,2 / 426

51 Восточный коридор 6,2 / 720 УКПГ-41 15,4 / 325

Транспортировка конденсата от УКПГ-21, 22 и 31 предусматривается на ЗПКТ, а от УКПГ-41, 51 на строящуюся установку стабилизации конденсата УСК-2 ООО «Газпром переработка» в районе ЦПС-2 (рисунок 1.10).

Г'

I 0325 1

УКПГ-41 (Й)

и

4 нитка МПК

3 нитка МПК

(as)

УКПГ-51

Г

ГКС-3

3

УКПГ-31

ш

/ I

\

УКПГ-21 N

УКПГ-22

Ц^ щ

УСК

-'Li1-

I

I

I 0325 I

ЗПКТ -H

МГ

- Установка комплексной подготовки газа

- Межпромысловый коллектор

- Магистральный газопровод

- Установка стабилизации конденсата

Завод по подготовке конденсата к транспорту

I - Существующая УКПГ

I ^ - Проектируемая УКПГ у

—► Существующий конденсатопровод

УКПГ-30 Ä

L .

- ► Проектируемый к онденсатопровод

Рисунок 1.10 - Проектная схема транспортировки конденсата ачимовских УКПГ

для подготовки к транспорту

МГ

В трубопроводы первой и второй ниток (Западный коридор) МПК подается газ сеноманских и валанжинских промыслов, а также центральных пунктов сбора

нефти (на рисунке 1.9 не указаны). Газ сеноманской УКПГ-16 направляется непосредственно в газопровод Ямбург-Елец после компрессорной станции (КС) Ям-бургская. Порядка 70 % объема газа, подаваемого в МПК, составляет сеноманский, валанжинский - 24 % и ачимовский - 6 %. Товарный газ поступает на три головные компрессорные станции (ГКС) - ГКС-1 «Ново-Уренгойская», ГКС-2 «Ново-Уренгойская промплощадка», ГКС-3 «Пуровская». С ГКС газ подается по направлениям, указанным в таблице 1.4, в частности с ГКС-1 осуществляется подача газа по направлению «Уренгой - Грязовец» и далее в Ленинградскую область, где планируется создание газоперерабатывающего и газохимического предприятий.

Таблица 1.4 - Направления транспортировки товарного газа Уренгойского ком-

плекса

ГКС ГКС-1 ГКС-2 ГКС-3

Направление «Уренгой - Надым» «Уренгой - Челябинск» «Уренгой - Ужгород»

«Уренгой - Грязовец» «Уренгой - Помары -Ужгород» «Уренгой - Центр-1»

«Уренгой - Петровск» «Уренгой - Центр-2»

«Уренгой - Новопсков»

В таблице 1.5 по состоянию на конец 2018 года приведены усредненные составы товарного газа сеноманских, валанжинских, ачимовских промыслов и составы на входах в головные компрессорные станции ГКС-1, 3.

Таблица 1.5 - Составы товарного газа промыслов Уренгойского комплекса и на входах в ГКС-1, 3

Сеноманская Валанжинская Ачимовская ГКС-1 ГКС-3

Компонент УКПГ УКПГ УКПГ

Массовая доля, %

С1 98,28 82,49 78,61 90,04 90,27

С2 0,17 8,43 11,78 5,18 4,69

С3 0,01 4,91 5,14 2,31 2,26

С4 0,01 2,28 1,72 0,72 0,88

С5+ 0,01 0,44 0,33 0,19 0,18

СО2 0,11 0,53 2,13 0,41 0,58

N2 1,40 0,94 0,28 1,15 1,14

Максимальное содержание одного из перспективных компонентов для переработки - этана, находится в газе сепарации ачимовских промыслов. Однако из-за смешивания товарных газов различных промыслов в трубопроводах МПК содержание этана в газе, поступающем на ГКС, в два раза меньше, чем в товарном газе ачимовских промыслов.

При рассмотрении товарного ачимовского газа Уренгойского месторождения в качестве сырья для газопереработки и газохимии выделяем следующие укрупненные задачи. Необходимо спрогнозировать ресурс этана в пластовом флюиде в процессе разработки ачимовских залежей. Промысловой подготовкой создать условия для сохранения массовой доли этана в товарном газе ачимовских промыслов. Обеспечить ресурсосбережение ингибитора гидратообразования - метанола. Минимизировать снижение массовой доли этана при транспортировке товарного газа Уренгойского комплекса, направляемого на переработку. Далее в главе конкретизируются задачи, пути и способы их решения.

1.2. Ретроспективный обзор и анализ осложняющих факторов основных

методов определения состава пластового флюида газоконденсатных

месторождений

При составлении проектов разработки, обустройства газоконденсатных месторождений и планировании объемов добычи и заводской переработки углеводородов необходимо на весь период разработки располагать данными по составу пластового флюида [16, 17, 18, 19, 20, 21]. Такую информацию получают в результате различных промысловых, лабораторных и аналитических исследований, а также по данным комплексных обследований установок подготовки углеводородного сырья.

Промысловые исследования проводятся для определения исходного состава добываемого флюида, распределенного по толщине и площади залежи, а в дальнейшем в процессе разработки контролируется его изменение [17, 22]. К таким про-

мысловым работам относятся исследования на газоконденсатность, которые проводятся обычно на одной из высокодебитных скважин [23]. Если на месторождении имеется нефтяная оторочка, то выбираются три скважины - в своде структуры, вблизи нефтяной оторочки и в промежуточном участке. Для месторождения с большим этажом газоносности изучают все газоносные залежи, содержащие газокон-денсатную смесь для чего на каждые 300 м глубины выбирают по одной исследовательской скважине.

Одним из основных лабораторных методов, применяемых для прогноза состава добываемого сырья, является изучение процессов фазового поведения газо-конденсатных смесей дифференциальной конденсацией [22, 24, 25]. Газоконден-сатные характеристики пластовых флюидов ачимовских залежей Уренгойского НГКМ определялись различными способами, включая сепарацию всего или части потока пластовой смеси на устье скважины, многофазную расходометрию и отбор глубинных проб [26, 27, 28].

В таблице 1. 6 представлены основные технологические характеристики и выводы о применимости каждого способа. В перспективе рекомендуется использование сепарационного метода с применением двухступенчатой сепарации и с отбором части потока смеси в малогабаритную замерную установку. При этом дебит скважины максимально приближен к рабочему режиму.

Все результаты газоконденсатных исследований (ГКИ) прошли процедуру проверки на достаточность и достоверность, включая критерии оптимальности условий притока пластовой смеси, а также проверку на термодинамическое равновесие сепараторных проб продукции исследуемой скважины и т.д. (таблица 1.7). Из 1012 результатов ГКИ неинформативные 44,7 %, а недостоверные 42,6 %. Для анализа изменения конденсатосодержания пластового газа оказались пригодны 129 результатов ГКИ.

Таблица 1.6 - Анализ применимости методов и технологий, использованных для изучения газоконденсатных характери-

стик ачимовских залежей Уренгойского НГКМ [3Ошибка! Источник ссылки не найден., 27]

Параметр/ Возможность Устьевой сепаратор Сепарация потока в две ступени Сепарация части потока Многофазный расходомер Глубинный пробоотборник

Сертифицирован для ГКИ + + + - -

Первичные ГКИ + + + - -

Текущие ГКИ + + + + +

Отбор проб Пробы газа сепарации и нестабильного конденсата Пробы на каждой ступени газа сепарации и нестабильного конденсата Комплект проб газа сепарации и нестабильного конденсата Проба исследуемой смеси Глубинная проба пластового флюида

Погрешность измерения Зависит от используемого оборудования По газу -1,35 %; По жидкости - 0,65 % ГК смеси - 0,1-3,4 %; По газу - 0,7-1,9 %; ПС5+ - 0,4-7,4 % По газу - 13 %; По конденсату до 160 % Информация отсутствует

Пределы применимости Зависит от используемого оборудования Рсеп. до 16 МПа; дгс. до 900 тыс. м3/сут; дебит жидкости до 400 т/сут дгс от 10 до 2000 тыс.м3/сут; Яжид. от 0,1 до 500 м3/сут; Рсеп. до 10 МПа; Ъеп. от -10 до +60 °С дгс до 3,2 млн м3/сут; Яжид. до 6 тыс. м3/сут; Рсеп. до 34 МПа; Ъеп. от -20 до +150 °С Информация отсутствует

Преимущества Прост в обращении Работа в шлейф, небольшая погрешность по замеру фаз Компактность и мобильность; высокая точность Компактность и мобильность; работа в шлейф; высокая дискретность замера КГФ Отсутствует ре- комбинирование проб

Недостатки Потеря УВ продукции; проблемы при утяжелении газа сепарации Громоздкое оборудование Необходимо ручное управление Высокая погрешность; необходимо знать состав исходного исследуемого флюида Большое количество условий для успешного отбора достоверной пробы флюида

Таблица 1.7 - Анализ достаточности и достоверности результатов газоконденсат-

ных исследований ачимовских скважин

Недропользователь Количество ГКИ на первичную ГКХ Обладающие не достаточным массивом данных Не удовлетворяющие критерию по депрессии и скорости Использованы для анализа

Кол-во замеров % от кол-ва ГКИ Кол-во замеров % от кол-ва ГКИ Кол-во замеров % от кол-ва ГКИ

Геологоразведочные работы 673 315 46,8 321 47,7 37 5,5

ЗАО «РОСПАН ИНТ.» 143 61 42,7 64 44,8 18 12,6

ОАО «Арктикгаз» 33 21 63,6 10 30,3 2 6,1

ООО «Газпром добыча Уренгой» 163 55 33,7 36 22,1 72 44,2

Всего: 1012 452 44,7 431 42,6 129 12,7

Данные о характеристике пластовой системы и величине начального потенциального содержания конденсата в пластовом флюиде изменялись в ретроспективе и зависели от исполнителя (таблица 1.8).

Таблица 1.8 - Эволюция исходного значения конденсатосодержания пластового

флюида ачимовских залежей

Этап Год Исходное значение конденсатосодержа-ния Конденсатосодержание /глубина, м Исполнитель

Ач3-4 Ач5

1 2000 Использована единая УВ система 277,2 / 3400 - 572,7 / 3800 ТюменНИИгипрогаз

2а 2003 Предложено СибНАЦ Ачэ-4: 128,9 /3400 - 498,9 / 3800 Ач5: 183,0 / 3400 - 441,1 / 3800 СибНАЦ

301,6 319,7

2б 2004 Принято ГКЗ РФ нет

275,0 319,7

2в 2011 275,0 319,7 нет ТюменНИИгипрогаз

3 20142015 На основе предложенной единой УВ системы 265,0 (-3500) - 455,0 (-3800) ТюменНИИгипрогаз

Однако на сегодняшний день фактическая разработка ачимовских залежей Уренгойского НГКМ и накопленный объем достоверной информации о газокон-денсатных характеристиках свидетельствуют о том, что реальное значение потенциального содержания конденсата отлично от утвержденных ранее значений и зависит от глубины залежи (рисунок 1.11). По данным ООО «ТюменНИИгипрогаз», максимальное значение конденсатосодержания пластового флюида на глубине 3800 метров составляет 455 г/м3 (с 15 % погрешностью).

-3450 -3500 -3550 л -3600

X S

»о

u -3650

-3700

-3750

-3800 -0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500

з

Кондепсатосодержапие С5+г/м

Рисунок 1.11 - Распределение потенциального содержания С5+ в пластовом флюиде ачимовских залежей от глубины залегания [3, 27]

Отобранные пробы газоконденсатного флюида передаются для лабораторных исследований, которые проводятся на установке «Бомба PVT» с целью определения в зависимости от давления и температуры количества выделившегося конденсата и его состав (рисунок 1.12). По составам, полученным экспериментальным или расчетным способом, определяется материальный баланс по газу и конденсату

(при необходимости составляется материальный баланс по отдельным компонентам) на установке подготовки газа по годам разработки месторождения [29].

соединительные

трубки (из фторопласта)

зажимы

впускной вентиль газометр

\

микрофильтр

I

гт-1 -приемник

Т ермостат ^-

конденсато

вентили тонкой регулировки

Автоматический газометр

Ш

выпускной

- вентиль

газометра

<1

Вакуумный насос

Рисунок 1.12 - Принципиальная схема установки «Бомба РУТ»

Экспериментальный путь связан с проведением трудоемких и длительных работ [16, 30]. Поэтому большую роль в исследованиях углеводородных систем занимают аналитические методы с использованием математического моделирования фазового поведения газоконденсатных систем [16, 30, 31]. Так фазовое состояние пластовых флюидов рассчитывается с применением уравнений состояния и их модификации, которые можно разделить на многокоэффициентные (Бенедикта-Вебба-Рубина, Старлинга-Хана и др.) и кубические (Пенга-Робинсона, Ван-дер-Ва-альса, Соаве-Редлиха-Квонга, Редлиха-Квонга и др.) [32, 33, 34, 35, 36, 37]. Наиболее распространенными программами для расчета дифференциальной конденсации являются РУТ (БсЫитЬе^ег) и РУТб1ш (Са1Бер).

Аналитическая методика определения состава добываемого флюида газоко-нденсатного месторождения в динамике разработки описана в работах [18, 25]. В ней с заданным шагом снижения давления производится расчет фазового поведения углеводородов с определением составов отбираемого и остающегося в пласте газоконденсатного флюида, получают данные по составам добываемого флюида

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Корякин Александр Юрьевич, 2021 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Харионовский В.В. Научные достижения ПАО «Газпром», оказавшие влияние на развитие нефтегазовой индустрии / В.В. Харионовский // Газовая промышленность, 2018. - Приложение к № 1. - С. 140-149.

2. Мазанов С.В. ООО «Газпром добыча Уренгой»: 35 лет работы на благо страны // Газовая промышленность. 2013. - № 4. - С. 7-9.

3. Корякин А.Ю. Комплексные решения задач разработки и эксплуатации скважин Уренгойского добывающего комплекса / А.Ю. Корякин. - Москва : Нефть и газ, 2016. - 272 с.

4. Корякин А.Ю. Интенсификация притока продукции в скважинах, эксплуатирующих низкопроницаемые коллекторы ачимовских отложений / А.Ю. Корякин, Д.В. Дикамов, М.Г. Жариков [и др.] // Газовая промышленность. 2017. - № 8 (756). - С. 38-43.

5. Касперович А.Г. Характеристики углеводородного сырья северных газоконденсатонефтяных месторождений и комплексные схемы их транспорта и переработки / А.Г. Касперович, А.Н. Соболев, А.В. Беспрозванный [и др.] // Газовая промышленность. 2001. - № 2. - С. 46-47.

6. Корякин А.Ю. Особенности физико-химических свойств углеводородов ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения / А.Ю. Корякин, А.И. Сахнов, А.И. Ларюхин [и др.] // Технологии нефти и газа. 2016. - № 1. - С. 13-16.

7. Старосельский В.И. Этан, пропан, бутан в природных газах нефтегазоносных бассейнов / В.И. Старосельский. - Москва : Недра, 1990. - 186 с.

8. Николаев О.А. Опыт эксплуатации основного технологического оборудования по подготовке к транспорту газа ачимовских горизонтов на УКПГ-22 ООО «Газпром добыча Уренгой» / О.А. Николаев, А.В. Букин // Приоритетные

направления развития Уренгойского комплекса: сб. науч. тр. ООО «Газпром добыча Уренгой» - Москва : Недра, 2013. - С. 83-90.

9. Прокопов А.В. Специфика промысловой подготовки газов ачимов-ских залежей / А.В. Прокопов, А.Н. Кубанов, В.А. Истомин [и др.] // Вести газовой науки : научно-технич. сб. Актуальные проблемы добычи газа. - Москва : Газпром ВНИИГАЗ, 2018. - № 1. - С. 226-234.

10. Кабанов О.П. Внедрение энерго- и ресурсосберегающей технологии десорбции и рециркуляции метанола при освоении ачимовских залежей Уренгойского НГКМ / О.П. Кабанов, В.А. Ставицкий, В.А. Истомин [и др.] // Газовая промышленность. 2013. - № 4. - С. 27-30.

11. Корякин А.Ю. Совершенствование технологии ингибирования установки низкотемпературной сепарации ачимовских залежей / А.Ю. Корякин, А.Ю. Неудахин, Р.А. Мухетдинов [и др.] // Технология нефти и газа. 2017. - №2 6. - С. 10-13.

12. Корякин А.Ю. Развитие рециркуляционных технологий использования ингибитора гидратообразования на ачимовских УКПГ Уренгойского НГКМ / А.Ю. Корякин, А.И. Ермолаев, И.М. Колесников [и др.] // Газовая промышленность. 2018. - № 6 (769). - С. 28-34.

13. Лебенкова И.В. Исследования составов и свойств углеводородных конденсатов Ямбургского и Заполярного месторождений для совершенствования технологии промысловой подготовки : специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Лебенкова Ирина Викторовна ; ООО «ВНИИГАЗ». - Москва : 2005. - 172 с.

14. Дияров И.Н. Проблема извлечения метанола из газового конденсата при его переработке / И.Н. Дияров И.И. Дияров, А.М. Рахимова // ООО «Газпром переработка» : Материалы I научно-технич. конф. - Сургут : 2008. - С. 19-25.

15. Бабичевская А.М. Технология очистки легкого углеводородного сырья от примеси метанола: на примере Сургутского завода стабилизации конденсата : специальность 02.00.13 «Нефтехимия» : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Бабичевская Алла Маратовна ; Казанский государственный технический университет. - Казань : 2010. - 188 с.

16. Степанова Г.С. Фазовые превращения углеводородных смесей газо-конденсатных месторождений / Г.С. Степанова. - Москва : Недра, 1974. - 224 с.

17. Коротаев Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений / Ю.П Коротаев. - Москва : Недра, 1968. - 428 с.

18. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа / А.И. Брусиловский. - Москва : Грааль, 2002. - 575 с.

19. Мирзаджанзаде А.Х. Основы технологии добычи газа / А.Х. Мирза-джанзаде, О.Л. Кузнецов, К.С. Басниев, З.С. Алиев. - Москва : Издательство Недра, 2003. - 880 с.

20. Вяхирев Р.И. Разработка и эксплуатация газовых месторождений / Р.И. Вяхирев, А.И. Гриценко, Р.М. Тер-Саркисов. - Москва : Недра-Бизнесцентр, 2002. - 880 с.

21. Касперович А.Г. Балансовые расчеты при проектировании и планировании переработки углеводородного сырья газоконденсатных и нефтегазоко-нденсатных месторождений : учебное пособие / А.Г. Касперович, Р.З. Магарил.

- Москва : КДУ, 2008. - 412 с.

22. Великовский А.С. Методика исследования газоконденсатных месторождений / А.С. Великовский, В.В. Юшкин, О.Ф. Худяков [и др.] // Изучение газоконденсатных месторождений. - Москва : Гостоптехиздат. 1962. вып. 17/25.

- С. 11-29.

23. Коротаев Ю.П. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата : справочное руководство : В 2 томах. Т.1 / Ю.П. Коротаев, Р.Д. Мар-гулов. - Москва : Недра, 1984. - 360 с.

24. Закиров С.Н. Проектирование и разработка газовых месторождений / С.Н. Закиров, Б.Б. Лапук. - Москва : Недра, 1974. - 376 с.

25. Коротаев Ю.П. Теория и проектирование разработки газовых и газо-конденсатных месторождений : учебник для вузов / Ю.П. Коротаев, С.Н. Закиров. - Москва : Недра, 1981. - 294 с.

26. Фатеев Д.Г. Унификация подходов при изучении газоконденсатных систем / Д.Г. Фатеев, А.Н. Нестеренко // Paper SPE 171249-RU (Российская нефтегазовая конференция и выставка SPE, 14-16.10.2014).

27. Корякин А.Ю. Обоснование оптимального метода изучения газокон-денсатной характеристики ачимовских отложений Уренгойского НГКМ / А.Ю. Корякин, М.Г. Жариков, Н.А. Завьялов и [др.] // ООО «ТюменНИИгипро-газ» : сб. науч. тр. - Тюмень : 2017. - С. 46-54.

28. Ли Г.С. Опыт газоконденсатных исследований скважин ачимовской толщи без выпуска газа в атмосферу / Г.С. Ли, О.А. Шигидин, А.С. Голованов // Экспозиция нефть газ. 2017. - № 5. - С. 38-40.

29. Степанова Г.С. Прогнозирование добычи конденсата, пропана и бу-танов при разработке газоконденсатных месторождений на истощение / Г.С. Степанова, Ю.П. Коротаев // Проблемы разработки газовых и газоконденсатных месторождений Сибири. - Тюмень. - 1971. - № 16. - С. 116-127.

30. Баталин О.Ю. Фазовые равновесия в системах природных углеводородов / О.Ю. Баталин, А.И. Брусиловский, М.Ю. Захаров. - Москва : Недра, 1992. - 224 с.

31. Нестеренко А.Н. Моделирование дифференциальной конденсации газоконденсатного флюида / А.Н. Нестеренко, А.Г. Касперович, В.В. Прытков, и [др.] // Газовая промышленность. 2014. - № 1. С. - 82-85.

32. Peng, D.Y. A new two-constant equation of state / D.Y. Peng, D.B. Robinson // Ind. Eng. Chem. Fundam. 1976, vol. 15. - № 1. - pp. 59-64.

33. Orye, R.V. Prediction and correlation of phase equilibria and thermal properties with the BWR equation of stale / R.V. Orye // Ind. Eng. Cheni. Proc. Desigii. and Develop. 1969, vol. 8. - № 4 - pp. 579-588.

34. Starling, К.Е. Thermo data refined for LPG / К.Е. Starling, M.S. Han // Hydrocarbon proc. 1972, vol. 51. - № 5 - pp. 129-132.

35. Lee, B.I. A generalized thermodynamic correlation based on three-parameter corresponding states / B.I. Lee, M.G. Kesler // AIChe J. 1975, vol. 21. - № 3. -pp. 510-527.

36. Soave, G. Equilibrium constants from a modified Redlich-Kwong equation of state / G. Soave // Chem. Eng. Sci. 1972, vol. 27. - № 6. - pp. 1197-1203.

37. Patel, N.C. A new cubic equation of state for fluid and fluid mixtiirls / N.C. Patel, A.S. Teja // Chem. Eng. Sci. 1982, vol. 37. - № 3. - pp. 463-473.

38. Д.Л. Катц. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа / Катц Д.Л., Корнелл Д., Кобаяши Р. [и др] ; под общей редакцией Ю. П. Коротаева и Г. В. Пономарева : [перевод с английского]. - Москва : Недра, 1965. - 676 с.

39. Юшкин В.В. Указания по определению промысловых ресурсов конденсата и его добычи при эксплуатации газоконденсатных месторождений на естественном режиме / В.В. Юшкин, Г.С. Степанова, М.Т. Корчажкин. -Москва : ВНИИГАЗ, 1971. - 103 с.

40. Гриценко А.И. Состояние и повышение эффективности разработки Оренбургского газоконденсатного месторождения / Гриценко А.И., Вяхирев Р.И., Худяков О.Ф. [и др.] // В кн. Проблемы добычи газа (на примере разработке Оренбургского газоконденсатного месторождения). М., 1979. с. 7-22.

41. Вяхирев Р.И. Теория и опыт разработки месторождений природных газов / Р.И. Вяхирев, Ю.П. Коротаев. - Москва : Издательство Недра, 1999. -412 с.

42. Брусиловский А.И. Моделирование фазового состояния и термодинамических свойств природных многокомпонентных систем при проектировании разработки и эксплуатации месторождений нефти и газа : специальность

05.15.06 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» : диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук / Брусиловский Александр Иосифович ; ГАНГ им. Губкина. - Москва, 1994. - 41 с.

43. Рычков Д.А. Исследование и разработка методов мониторинга и проектирования систем промысловой подготовки продукции нефтегазоконденсат-ных месторождений : специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Рычков Дмитрий Александрович ; Тюмен. гос. нефте-газ. ун-т. - Тюмень, 2015. - 167 с.

44. СТО Газпром 5.5-2007 Конденсат газовый нестабильный. Методика определения компонентно-фракционного и группового углеводородного состава : отраслевой стандарт ОАО «Газпром» : разработан ООО «ВНИИГАЗ». -Москва, ООО «ИРЦ Газпром». - 2007. - 86 с.

45. СТО ТюменНИИгипрогаз 02-04-2009 Нестабильные жидкие углеводороды. Методы определения компонентно-фракционного состава : отраслевой стандарт ОАО «Газпром» : разработан ООО «ТюменНИИгипрогаз». - Тюмень. - 2009.

46. Кубанов А.Н. Интенсификация промысловой низкотемпературной обработки природных газов на северных месторождениях : специальность

05.17.07 «Химическая технология топлива» : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Кубанов Александр Николаевич ; ВНИИ-Газ. - Москва, 1998. - 111 с.

47. Кубанов А.Н. Границы применимости технологии НТС / А.Н. Куба-нов, Е.Н. Туревский, А.В. Елистратов [и др] // Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа : сб. науч. тр. -Москва : ООО «ИРЦ Газпром», 1997. - № 11. - С. 19-26.

48. Великовский А.С. Исследование термодинамических условий сепарации газа / А.С. Великовский, К.В. Покровский, Г.С. Степанова [и др] // Изучение газоконденсатных месторождений. - Москва : Гостоптехиздат. 1962. вып. 17/25. - С. 108-114.

49. Степанова Г.С. Опыт низкотемпературной сепарации на промысловой установке Ленинградского месторождения / Г.С. Степанова, Н.Е. Легезин, А.И. Арутюнов // Изучение газоконденсатных месторождений. - Москва : Гос-топтехиздат. 1962. вып. 17/25. - С. 125-134.

50. Винокур А.Е. Влияние давления на глубину извлечения углеводородов из природных газов / А.Е. Винокур, А.И. Пятниченко, Е.Н. Туревский // Нефтяная и газовая промышленность. 1987. - № 1. - С. 30-32.

51. Бекиров Т.М. Сбор и подготовка к транспорту природных газов / Т.М. Бекиров, А.Т. Шаталов. - Москва : Недра, 1986. - 261 с.

52. Бекиров Т.М. Технология обработки газа и конденсата / Т.М. Бекиров, Г.А. Ланчаков. - Москва : Недра - Бизнесцентр, 1999. - 596 с.

53. Бекиров Т.М. Выбор схемы для обработки газов валанжинских залежей / Т.М. Бекиров, Е.Н. Туревский, А.С. Мелков [и др.] // Подготовка и переработка газа и газового конденсата : обзорная информация. - Москва : ВНИИЭгаз-пром, 1983. - вып. 6. - С. 1-4.

54. Цветков Н.А. Разработка энергосберегающих технологий подготовки газа валанжинских залежей Уренгойского месторождения в компрессорный период эксплуатации : специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Цветков Николай Александрович ; Уфимский гос. Нефтяной техн. ун-т. - Уфа, 2007. - 173 с.

55. Прокопов А.В. Совершенствование технологии промысловой подготовки газа газоконденсатных месторождений с высоким конденсатным фактором : специальность 05.17.07 «Химическая технология топлива и высокоэнерге-

тических веществ» : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Прокопов Андрей Васильевич ; РХТУ им. Менделеева. - Москва, 2019. - 17 с.

56. Берго Б.Г. Требования к качеству газа на газоконденсатных месторождениях / Б.Г. Берго, Н.Г. Гаджиев // Подготовка и переработка газа и газового конденсата : обзорная информация. - Москва : ВНИИЭгазпром, 1985. - вып. 11. - С. 27-30.

57. Беспрозванный А.В. Прогнозирование изменения технологических показателей УКПГ валанжинских залежей Уренгойского месторождения и сроков ввода ДКС по мере снижения пластового давления / А.В. Беспрозванный, А.Г. Касперович, О.П. Кабанов [и др.] // Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса : сб. науч. тр. : ООО «Уренгойгазпром». - Москва : ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - С.103-108.

58. Ланчаков Г.А. Обеспечение эффективной эксплуатации валанжин-ского комплекса Уренгойского месторождения на весь период разработки / Г.А. Ланчаков, А.Н. Кульков, А.В. Ставицкий [и др.] // Актуальные проблемы и новые технологии освоения месторождений углеводородов Ямала в XXI веке : материалы отраслевой научно-практич. конф. : пос. Ямбург, 7-10 июня 2004. -Москва : ООО «ИРЦ Газпром», 2004. - С. 271-278.

59. Ланчаков Г.А. Оптимизация подготовки газа валанжинских залежей Уренгойского НГКМ / Г.А. Ланчаков, В.А. Ставицкий, О.П. Кабанов [и др.] // Газовая промышленность. 2005. - № 3. - С. 48-50.

60. Твердохлебов В.И. Интенсификация процесса НТС путем понижения температур и давлений сепарации газа / В.И. Твердохлебов, Н.Г. Гаджиев // Подготовка и переработка газа и газового конденсата : обзорная информация. -Москва : ВНИИЭгазпром, 1985. - вып. 11. - С. 13-19.

61. Язик А.В. Оптимальная система подготовки газа Уренгойского месторождения / А.В. Язик // Газовая промышленность. 1984. - № 1. - С. 8.

62. Язик А.В. Турбодетандеры в системах промысловой подготовки природного газа / А.В. Язик. - Москва : Недра, 1977. - 173 с.

63. Бекиров Т.М. Влияние размещения ДКС на показатели УКПГ / Т.М. Бекиров, А.Т. Шаталов // Газовая промышленность. 1985. - №2 4. - С. 16-18.

64. Берго Б.Г. Поддержание эффективных условий работы УКПГ в компрессорный период эксплуатации месторождения / Б.Г. Берго, Т.М. Бекиров // Подготовка и переработка газа и газового конденсата : обзорная информация. -Москва : ВНИИЭгазпром, 1985. - вып. 11. - С. 27-30.

65. Ланчаков Г.А. Эксплуатация валанжинских УКПГ Уренгойского месторождения в компрессорный период разработки / Г.А. Ланчаков, В.А. Ставиц-кий, О.П. Кабанов [и др.] // Газовая промышленность. 2006. - № 2. - C. 31-33.

66. Ланчаков Г.А. Повышение эффективности добычи и подготовки газа валанжинских залежей Уренгойского комплекса / Г.А. Ланчаков, В.А. Ставиц-кий, Н.А. Цветков // Актуальные вопросы и научно-технические решения по технике и технологии добычи, извлечения и подготовки углеводородного сырья к транспорту на газоконденсатных месторождениях : материалы заседания секции «Добыча и промысловая подготовка газа и газового конденсата» Научно-технического совета ОАО «Газпром». - Москва : ООО «ИРЦ Газпром», 2006. - С. 514.

67. Цветков Н.А. Подготовка продукции валанжинских залежей Уренгойского месторождения / Н.А. Цветков // Газовая промышленность. - 2007 -№ 2. - С. 74-77.

68. Цветков Н.А. Повышение эффективности эксплуатации установок подготовки газа валанжинских залежей Уренгойского НГКМ / Н.А. Цветков // Приложение к журналу Наука и техника в Газовой промышленности : спец. сб. Геология, Бурение, Разработка и Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - 2006. - № 1. - С. 43-47.

69. Frost, E.M. Gas Hydrates and their Relation to the Operation of Natural Gas Pipelines. / E.M. Frost, M.N. Deaton - N.-Y.: Bur. Mines, 1946. - 219 p.

70. Великовский А.С. Выделение конденсата из газа при низких температурах / А.С. Великовский, А.И. Арутюнов, В.В. Юшкин // Изучение газокон-денсатных месторождений : сб. науч. тр. - Москва : Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной аппаратуры, 1962. -Вып. 17/25. - С. 99-107.

71. Макагон Ю.Ф. Предупреждение образования гидратов при добыче и транспорте газа / Ю.Ф. Макагон, Г.А. Саркисьянц. - Москва : Недра, 1966. -186 с.

72. Бухгалтер Э.Б. Предупреждение и ликвидация гидратообразования при подготовке и транспорте нефтяного и природного газов /Э.Б. Бухгалтер. -Москва : ВНИИОЭНГ, 1982. - 71 с.

73. Бык С.Ш. Газовые гидраты / С.Ш. Бык, Ю.Ф. Макогон, В.И. Фомина. - Москва : Химия, 1980. - 296 с.

74. Истомин В.А. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа / В.А. Истомин, В.Г. Квон. - Москва : ООО «ИРЦ Газпром», 2004. - 508 с.

75. Бухгалтер Э.Б. Метанол и его использование в газовой промышленности / Э.Б Бухгалтер. - Москва : Недра, 1986. - 238 с.

76. Гриценко А.И. Сбор и промысловая подготовка газа на Северных месторождениях России / А.И. Гриценко, В.А. Истомин, А.Н. Кульков [и др.]. -Москва : Издательство Недра, 1999 - 473 с.

77. Patent № 3,633,338 United States Carl W. Zahn, Jan. 11, 1972.

78. Якупов З.Г. Исследование и совершенствование технологий промысловой обработки газоконденсатных смесей в условиях месторождений Западной Сибири : специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Якупов Зимфир Галимухаметович ; ООО «ВНИИГАЗ». -Москва, 2004. - 177 с.

79. Алиев А.Г. Борьба с осложнениями при добыче и обработке газа и конденсата на Оренбургском месторождении. / А.Г. Алиев, В.Н. Ахметов, Ю.Г. Чернышев // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений : обзорная информация. - Москва : ВНИИЭгазпром, 1984. - вып. 3.

- С. 60.

80. Истомин В.А. Пути сокращения расхода ингибиторов гидратообра-зования в системах подготовки газа Уренгойского месторождения / В.А. Истомин, Р.С. Сулейманов, А.Г. Бурмистров [и др.] // Подготовка и переработка газа и газового конденсата : обзорная информация. - Москва : ВНИИЭгазпром, 1987.

- вып. 8. - 48 с.

81. Истомин В.А. Особенности применения метанола на установках низкотемпературной сепарации газа Уренгойского ГКМ / В.А. Истомин, А.Г. Бурмистров, В.П. Лакеев [и др.] // Научно-технический прогресс в технологии комплексного использования ресурсов природного газа : Сборник научных трудов.

- Москва : ВНИИГаз, 1989. - С. 70-74.

82. Кульков А.Н. Повышение эффективности промысловых систем сбора и транспортировки углеводородного сырья валанжинских залежей Уренгойского месторождения : специальность 05.15.06 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Кульков Анатолий Николаевич ; ВНИИ природных газов. - Москва, 1992. - 217 с.

83. Истомин В.А. Методические рекомендации по предупреждению гид-ратообразования на валанжинских УКПГ Уренгойского ГКМ / В.А. Истомин, В.П. Лакеев, А.Г. Бурмистров [и др.]. - Москва : ВНИИГаз, 1991. - ч. II. - 157 с.

84. Результаты испытания процесса регенерации метанола на Уренгойском месторождении / В.П. Лакеев, В.А. Истомин, Р.С. Сулейманов, Н.В. Четвергов [и др.] // Подготовка, переработка и использование газа. - Москва : ВНИИЭгазпром, 1986. - вып. 11. - С. 1-4.

85. Никоненко И.С. Регенерация метанола на запасном оборудовании регенерации ДЭГа на Уренгойском газоконденсатном месторождении / И.С. Никоненко, В.П. Лакеев, В.А. Истомин [и др.] // Подготовка и переработка газа и газового конденсата : обзорная информация. - Москва : ВНИИЭгазпром, 1986. -вып. 8. - С. 1-2.

86. Авторское свидетельство № 1350447 СССР, МКП F17D1/05. Способ подготовки углеводородного газа к транспорту : № 4072598/23-08 ; заявл. 30.05.86 ; опубл. 07.11.87 / Бурмистров А.Г., Истомин В.А., Лакеев В.П. [и др.]. - 5 с.

87. Лакеев В.П. Разработка технических решений по совершенствованию технологии подготовки газа валанжинских залежей Уренгойского ГКМ / В.П. Лакеев, В.А. Истомин, Г.А. Ланчаков [и др.] // Проблемы эффективности производства на северных нефтегазодобывающих предприятиях : доклады и сообщения : XI научно-техническая конференция ПО Уренгойгазпром : г. Новый Уренгой 31 октября-05 ноября 1994 г. - Москва : ООО «ИРЦ Газпром», 1995. -Т. I. - С. 23-36.

88. United States Patent № 4775395. Rojey A., Larye J. Integrate process for the treament of metane-containing wet gas in order to remove water therefrom. Ос! 1987.

89. Minklinen, A. Methanol gas-treatment scheme offers economic, versatility / A. Minklinen, Y.M. Larue, S. Patel, J.-F. Levier // Oil and gas journal. 1992. -vol. 90. - № 22. - pp. 65-72.

90. Бенаюн Д. ИФПЕКСОЛ - простой способ переработки природного газа / Д. Бенаюн // Газовая промышленность. 2001. - № 5. - С. 50-53.

91. Сулейманов Р.С. Энерго- и ресурсосберегающие технологии утилизации отработанных растворов метанола. Пути оптимизации процессов ингиби-рования гидратообразования с использованием вариантов отдувочных технологий в период падающей добычи / Р.С. Сулейманов, Г.А. Ланчаков, А.В. Беспро-

званный [и др.] // Технические решения по подготовке газа к транспорту на газовых и газоконденсатных месторождениях с падающей добычей : Материалы научно-технического совета ОАО «Газпром». - Москва : ООО «ИРЦ Газпром», 2001. - Т. 1. - С. 95-108.

92. Ланчаков Г.А. Энерго- и ресурсосберегающие экологически чистые технологии ингибирования гидратообразования в процессах сбора и подготовки углеводородного сырья валанжинских залежей Уренгойского нефтегазоконден-сатного месторождения / Г.А. Ланчаков, А.В. Беспрозванный, А.Н. Кульков [и др.] // Актуальные вопросы техники и технологии добычи и подготовки газа : Материалы заседания секции Добыча и промысловая подготовка газа и конденсата, эксплуатация ПХГ научно-технического совета ОАО «Газпром». - Москва : ООО «ИРЦ Газпром», 2003. - С. 61-68.

93. Кабанов Н.И. Фазовое распределение и экологические вопросы использования метанола в качестве антигидратного реагента / Н.И. Кабанов // Газовая промышленность : Подготовка и переработка газа и газового конденсата : Обзорная информация. - Москва : ООО «ИРЦ Газпром», 1996. - С.19.

94. Ставицкий В.А. Повышение эффективности технологий промысловой подготовки углеводородного сырья с целью сокращения потерь метанола и диэтиленгликоля на Уренгойском газоконденсатном месторождении : специальность 05.15.06 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Ставицкий Вячеслав Алексеевич ; Институт природных газов и газовых технологий ВНИИГАЗ. - Москва, 1999. - 159 с.

95. Лакеев В.П. Разработка технических решений по совершенствованию технологии подготовки газа валанжинских УКПГ Уренгойского ГНКМ / В.П. Лакеев, В.А. Истомин, Г.А. Ланчаков [и др.] // Проблемы эффективности производства на северных нефтегазодобывающих предприятиях : доклады и сообщения : XI научно-техническая конференция ПО Уренгойгазпром : г. Новый

Уренгой, 31 октября-05 ноября 1994 г. - Москва : ООО «ИРЦ Газпром», 1995. -С. 23-37.

96. Беспрозванный А.В. Энергосберегающие, экологически чистые технологии использования метанола в процессе сбора и подготовки углеводородного сырья на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении / А.В. Беспрозванный, Н.И. Дубина, А.Н. Кульков [и др.] // Подготовка и переработка газа и газового конденсата : обзорная информация. - Москва : ООО «ИРЦ Газпром», 1999. - 26 с.

97. Сулейманов Р.С. Энерго- и ресурсосберегающие технологии ингиби-рования гидратообразования на УКПГ / Р.С. Сулейманов, А.В. Беспрозванный, А.Н. Кульков [и др.] // Газовая промышленность. 2001. - № 8. - С. 28-30.

98. Истомин В.А. Технологии предупреждения гидратообразования на Уренгойском НГКМ / В.А. Истомин, Г.А. Ланчаков, В.А. Ставицкий [и др.] // Газовая промышленность. 2008. - № 8. - С. 74-77.

99. Истомин В.А. Технология рециркуляции метанола в системах промысловой подготовки газа: достижения и перспективы / В.А. Истомин, Г.А. Ланчаков, А.В. Беспрозванный [и др.] // Наука и техника в газовой промышленности. 2002 - № 2. - С. 48-56.

100. Бурмистров А.Г. Особенности применения летучих ингибиторов гидратообразования / А.Г. Бурмистров, Б.В. Сперанский // Подготовка и переработка газа и газового конденсата : реф. сб. - Москва : ВНИИЭгазпром, 1983. вып. 5. - С. 1-3.

101. Бурмистров А.Г. Причины высоких концентраций метанола в низкотемпературном сепараторе УКПГ / А.Г. Бурмистров, Б.В. Сперанский, Г.С. Степанова // Газовая промышленность. 1986. - № 4. - С. 21-22.

102. Авторское свидетельство № 1606827 СССР, МПК: В0Ю 53/26, Б251 3/00. Способ подготовки углеводородного газа к транспорту : № 4607307/23-26 ; заявл. 29.11.88 ; опубл. 15.11.90 / Истомин В.А., Бурмистров А.Г., Лакеев В.П. [и др.]. - 6 с.

103. Сулейманов Р.С. Разработка и внедрение ресурсосберегающих технологий на Уренгойском месторождении / Р.С. Сулейманов, А.В. Беспрозван-ный, А.Н. Кульков [и др.] // Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса : сб. науч. тр. : ООО «Уренгойгазпром». - Москва : ООО «Недра-Биз-несцентр». 2003. - С. 97-103.

104. Патент № 2175882 Российская Федерация, МПК B01D 53/00 (2006.01), B01D 53/26 (2006.01), E21B 43/00 (2006.01), F17D 1/05 (2006.01), F25J 3/00 (2006.01), F25J 3/02(2006.01) Способ подготовки углеводородного газа к транспорту «Оптимет» : № 99126816/12 ; заявл. 22.12.99 ; опубл. 20.11.01 / А.В. Беспрозванный, Д.Н. Грицишин, А.Н. Дудов [и др.]. - 6 с.

105. Туревский Е.Н. Новые технические решения при обустройстве Ям-бургского ГКМ / E.H. Туревский, В.И. Елистратов, А.М. Кубанов [и др.] // Подготовка и переработка газа и газового конденсата : обзорная информация. -Москва : ВНИИЭгазпром, 1988. - вып. 5. - 36 с.

106. Прокопов А.В. Абсорбционные технологии промысловой подготовки газоконденсатных газов / А.В. Прокопов, В.А. Истомин // Актуальные проблемы добычи газа : Вести газовой науки : научно-технич. сб. Актуальные проблемы добычи газа. - Москва : Газпром ВНИИГАЗ, 2016. - № 2. - С. 165-173.

107. Бурмистров А.Г. Опыт применения передовой технологии предупреждения гидратообразования при обработке конденсатосодержащего газа на Ям-бургском ГКМ / А.Г. Бурмистров, О.П. Андреев, З.С. Салихов [и др.] // Актуальные проблемы и новые технологии освоения месторождений природных газов в XXI веке : Материалы междун. конф. (п. Ямбург 2002). - Москва : ООО «ИРЦ Газпром», 2003. - С. 136-142.

108. Патент № 2124930 Российская Федерация, МКП B01D 53/00 (2006.01), B01D 53/26 (2006.01). Способ подготовки природного газа : № 98111347/25 ; заявл. 23.06.98 ; опубл. 20.01.99 / А.Г. Ананенков, З.С. Салихов, А.Г. Бурмистров, З.Г. Якупов [и др.]. - 7 с.

109. Кабанов Н.И. Эффективность технических решений по переводу на однореагентную технологию эксплуатации УКПГ-1В Ямбургского ГКМ / Н.И. Кабанов, А.Г. Ананенков, З.С. Салихов [и др.] // Оценка эффективности научно-технических решений, реализованных на нефтегазодобывающих объектах ОАО «Газпром» : Материалы НТС ОАО «Газпром» (Ноябрьск, 1999). -Москва : ООО «ИРЦ Газпром», 1999. - С. 98-105.

110. Ананенков А.Г. Повышение эффективности технологии обработки неокомского газа на Ямбургском месторождении / А.Г. Ананенков, А.Г. Бурмистров, З.Г. Якупов [и др.] // Технические решения по подготовке газа к транспорту на газовых и газоконденсатных месторождениях с падающей добычей : материалы НТС ОАО «Газпром». - Москва : ООО «ИРЦ Газпром», 2001. - Т. 2. - С. 3-16.

111. Бурмистров А.Г. Проблемы повышения эффективности циркуляционной технологии применения метанола на Ямбургском месторождении / А.Г. Бурмистров, О.П. Андреев, Н.И. Кабанов [и др.] // Актуальные вопросы техники и технологии добычи и подготовки газа. Материалы заседания секции «Добыча и промысловая подготовка газа и конденсата, эксплуатация ПХГ» научно-технического совета ОАО «Газпром». - Москва : ООО «ИРЦ Газпром», 2003. -С. 69-78.

112. Бурмистров А.Г. Способ повышения эффективности использования метанола при обработке конденсатосодержащих газов / А.Г. Бурмистров, Е.А. Лужкова, З.С. Салихов [и др.] // Актуальные проблемы и новые технологии освоения месторождений углеводородов Ямала в XXI веке : Материалы отраслевой науч.-практич. конф. : пос. Ямбург, 7-10 июня 2004. - Москва : ООО «ИРЦ Газпром», 2004. - С. 368-375.

113. Беспрозванный А.Г. Перспективы подготовки валанжинского газа Ен-Яхинского месторождения / А.В. Беспрозванный, О.П. Кабанов, В.А. Ставиц-кий [и др.] // Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса : сб.

науч. тр. : ООО «Уренгойгазпром». - Москва : ООО «Недра-Бизнесцентр» 2003. - С. 143-149.

114. Лужкова Е.А. Повышение эффективности технологии применения метанола для предупреждения гидратообразования при низкотемпературной обработке газа : специальность 05.17.07 «Химия и технология топлив и специальных продуктов» : автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук / Лужкова Екатерина Александровна ; ООО ВНИИГАЗ. -Москва, 2005. - 22 с.

115. Истомин В.А. Технологии предупреждения гидратообразования в промысловых системах: проблемы и перспективы / В.А. Истомин, Р.М. Минигу-лов, Д.Н. Грицишин [и др.] // Газохимия. 2009. - ноябрь-декабрь. - С. 32-40.

116. Салихов З.С. Специфика технологии извлечения жидких углеводородов на Заполярном месторождении / З.С. Салихов, С.В. Мазанов, О.В. Осипович [и др.] // Актуальные вопросы и научно-технические решения по технике и технологии добычи, извлечения и подготовки углеводородного сырья к транспорту на газоконденсатных месторождениях : Материалы заседания секции «Добыча и промысловая подготовка газа и газового конденсата» Научно-технического совета ОАО «Газпром». - Москва : ООО «ИРЦ Газпром», 2006. -С. 108-117.

117. Кулиев А.М. Растворимость метанола в природном газе, углеводородном конденсате и разработка метода его регенерации применительно к газовым и газоконденсатным месторождениям / А.М. Кулиев, А.М. Расулов, С.М. Агаева [и др.] // Тематический научно-технический обзор. Переработка газа и газового конденсата. - Москва : ВНИИЭгазпром, 1972. - 50 с.

118. Кулиев А.М. Исследование взаимной растворимости в равновесных системах газовый конденсат - метанол и газовый конденсат - метанол - вода / А.М. Кулиев, А.М. Расулов, С.М. Агаева [и др.] // - М.: ВНИИЭгазпром, 1973. 7 c.

119. Патент № 2161526 Российская Федерация, МКП B01D 53/00 (2006.01), B01D 53/26 (2006.01), F17D 1/05 (2006.01), F25J 3/00 (2006.01). Способ подготовки природного газа : №2 2000114225/12 ; заявл. 06.06.00 ; опубл. 10.01.01 / Ананенков А.Г., Бурмистров А.Г., Кабанов Н.И. [и др.]. - 7 с.

120. Осипович О.В. Анализ модернизации технологического оборудования по извлечению жидких углеводородов на УКПГ-1В Ямбургского нефтегазо-конденсатного месторождения / О.В. Осипович, А.А. Ершов, Р.Н. Зиазов // Современное состояние и пути совершенствования оборудования и технологий промысловой подготовки углеводородного сырья на месторождениях ОАО «Газпром»: Материалы заседания секции «Добыча и промысловая подготовка газа и газового конденсата» Научно-технического совета ОАО «Газпром» :Тюмень, 26 июня 2008: - Москва : ООО «ИРЦ Газпром», 2008. - С. 18-26.

121. Ситников Д.Н. Процессы экстракции метанола водой из смеси его с парафиновыми углеводородами : специальность 05.17.08 «Процессы и аппараты химической технологии» : автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук / Ситников Денис Николаевич ; Томский политехнический университет. - Томск, 2013. - 22 с.

122. Колчин А.В. Совершенствование технологии применения метанола в системах добычи и магистральном транспорте газа : специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», 25.00.19 «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ» : автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук / Колчин Александр Владимирович ; Уфимский гос. Нефтяной техн. ун-т. - Уфа, 2019. - 24 с.

123. Патент № 2 360 897 Российская Федерация, МКП C07C 7/10 (2006.01), B01D 17/038 (2006.01), C10G 31/08 (2006.01), C07C 7/04 (2006.01). Способ очистки жидких углеводородов от водного раствора метанола : № 2007146631/04 ; заявл. 19.12.07 ; опубл. 10.07.09 / Зиберт Г.К., Запорожец Е.П., Валиуллин И.М. [и др.]. - 12 с.

124. Корякин А.Ю. Влияние выбора модельного состава ачимовского пластового флюида на достоверность прогнозирования его фазового поведения / А.Ю. Корякин, М.Ю. Сафронов, А.И. Ермолаев // Актуальные вопросы исследования нефтегазовых пластовых систем (SPRS-2018): тезисы докладов II Международной научно-практической конференции, Москва, 19-21 сентября 2018 г. -Москва : Газпром ВНИИГАЗ, 2019. - С. 87.

125. Калашников О.В. Иванов Ю.В. Инженерные расчетные модели технологических сред газопереработки. 1.Фазовое состояние жидкость-пар // Химическая технология. 1990. - № 6. - С. 28-36.

126. Калашников О.В. Вопросы адекватности теплофизической базы программных систем HYSYS, PRO-2 и ГазКондНефть. Расчетные и действительные данные по установке низкотемпературной сепарации природного газа / О.В. Калашников, А.Г. Касперович, С.В. Будняк [и др.] // Экотехнологии и ресурсосбережение. 2005. - № 4. - С.73-85.

127. Корякин А.Ю. Внедрение технологии совместного компримирова-ния газа сеноманской залежи и ачимовских отложений / А.Ю. Корякин, Р.Н. Ис-магилов, В.Ф. Кобычев и [др.] // Экспозиция нефть газ. 2018. - № 1. - С. 33-36.

128. Корякин А.Ю. Разработка технологии подготовки газа ачимовских залежей в компрессорный период эксплуатации / А.Ю. Корякин // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2019. - № 4. - С. 58-62.

129. Патент № 2646899 Российская Федерация, МКП E21B 43/34 (2006.01), B01D 53/00 (2006.01). Способ подготовки углеводородного газа к транспорту : № 2017100410 : заявл. 09.01.17 ; опубл. 12.03.18 / Корякин А.Ю., Игнатов, И.В. Исмагилов Р.Н., Кобычев В.Ф., Типугин А.А., Мухетдинов Р.А. -10 с.

130. Koryakin, A. Methanol Delivery Recycle Systems Development at Complex Gas Treatment Unit of Achimov Deposits of Urengoyskoe Oil and Gas-Condensate Field / A. Koryakin, A. Ermolaev, A. Kagarmanov. -

https://doi.org/10.2118/191742-18RPTC-MS Document ID SPE-191742-18RPTC-MS.

131. Патент № 2599157 Российская Федерация, МКП E21B 43/34 (2006.01), B01D 53/00 (2006.01). Способ подготовки углеводородного газа к транспорту : № 2015121464/03 : заявл. 04.06.15 : опубл. 10.10.16 / Мазанов С.В., Кабанов О.П., Гильмутдинов И.И., Фролов А.А., Корякин А.Ю. - 10 с.

132. Патент № 2600141 Российская Федерация, МКП B01D 19/00 (2006.01). Способ подготовки углеводородного газа к транспорту : № 2015121462/05 ; заявл. 04.06.15 ; опубл. 20.10.16 / Мазанов С.В., Неудахин А.Ю., Типугин А.А., Мухетдинов Р.А., Корякин А.Ю. - 10 с.

133. Корякин А.Ю. Защита окружающей среды при разработке ачимов-ских отложений / А.Ю. Корякин, Д.В. Дикамов, Д.Г. Лешан и [др.] // Газовая промышленность. 2017. - № 10. - С. 28-32.

134. Мазанов С.В Инновационные технические решения по совместной эксплуатации сеноманских и валанжинских промыслов месторождений Большого Уренгоя / C.B. Мазанов, А.Ю. Корякин, P.B. Абдуллаев и [др.] // Новые технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи : сб. трудов : Т 22. - Москва : Экономика, 2015. - С. 104-109.

135. Мазанов С.В. Обеспечение устойчивой эксплуатации дожимного комплекса на УКПГ месторождений Большого Уренгоя / С.В. Мазанов, А.Ю. Корякин, В.В. Семенов и [др.] // Газовая промышленность. 2015. - спецвыпуск (720). - С. 27-30.

136. Щуровский В.А. Газотурбинные газоперекачивающие агрегаты / В.А. Щуровский, Ю.А. Зайцев. - Москва : Недра, 1994. - 192 с.

137. Корякин А.Ю. Комплексное использование промысловых объектов Уренгойского НГКМ в условиях разработки сеноманской, валанжинской и ачи-мовских залежей. / А.Ю. Корякин, А.И. Ермолаев, П.П. Слугин и [др.] // Газовая промышленность. 2018. - №7. - С. 58-64.

138. Koryakin, A. Complex use of gas production facilities in the conditions of development of the Urengoy field / A. Koryakin. - International Journal of Mechanical Engineering and Technology. 2018. - Vol. 9, Issue 8, - pp. 1061-1072.