Исследование закономерностей изменения газового фактора при эксплуатации нефтяных месторождений Западной Сибири тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Кордик Кирилл Евгеньевич

• Кордик Кирилл Евгеньевич
• кандидат наук
• 2019

Оглавление диссертации кандидат наук Кордик Кирилл Евгеньевич

ВВЕДЕНИЕ

1 ОБЗОР РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИХ РАБОТ В ОБЛАСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗОВОГО ФАКТОРА НЕФТИ

1.1 Газовый фактор, газосодержание - специфика применяемой терминологии

1.2 Методы определения газового фактора нефти, используемые на различных стадиях разработки месторождений. Область применения, специфика организации и проведения исследовательских работ

1.3 Обзор исследований по изучения изменения величины газового фактора

нефти в процессе эксплуатации месторождений

Выводы по разделу

2 ФИЗИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА, С ЗАКАЧИВАЕМОЙ ВОДОЙ В УСЛОВИЯХ, ИМИТИРУЮЩИХ ИЗМЕНЕНИЕ РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ

2.1 Описание лабораторного эксперимента по моделированию взаимодействия флюида с нагнетаемой в пласт водой в условиях, имитирующих изменения режима эксплуатации скважины

2.2 Анализ результатов физического моделирования

Выводы по разделу

3 МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, ПРОЦЕССОВ СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ. РАЗРАБОТКА И АПРОБАЦИЯ КОМПЛЕКСНОГО МЕТОДА ОПРЕДЕЛЕНИЯ И ПРОГНОЗИРОВАНИЯ

ВЕЛИЧИНЫ ГАЗОВОГО ФАКТОРА НЕФТИ

3.1 Моделирование технологических показателей эксплуатации скважины

при условии выделения свободного газа в призабойной зоне пласта

3.2 Разработка и апробация комплексного метода определения и

прогнозирования величины газового фактора нефти

Выводы по разделу

4 ОБОСНОВАНИЕ ВЕЛИЧИНЫ ГАЗОВОГО ФАКТОРА НЕФТИ ПРИ ПЛАНИРОВАНИИ ОБЪЕМОВ ДОБЫЧИ ПНГ НА КРАТКОСРОЧНЫЙ И

СРЕДНЕСРОЧНЫЙ ПЕРИОДЫ

Выводы по разделу

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы

Промысловые работы по измерению величины газового фактора (Гф) входят в обязательный комплекс исследований по контролю за разработкой месторождений нефти и газа. Изменения газового фактора характеризуют энергетическое состояние залежи, сигнализируют о развитии таких негативных явлений, как внутрипластовое разгазирование или прорыв газа из газовой шапки к забою добывающих скважин. Ориентируясь на значение Гф, осуществляется прогнозирование объемов добычи попутного нефтяного газа (ПНГ), на основании чего планируются мероприятия по его рациональному использованию. При этом эффективность будущих мероприятий по утилизации ПНГ зависит не только от достоверности определения величины Гф на момент проведения исследований, но и от оценки динамики данного параметра в среднесрочной и долгосрочной перспективе.

Отмечены тенденции в изменении газового фактора нефти в процессе эксплуатации месторождений, согласно которым при разработке залежи с задействованием системы поддержания пластового давления (ППД) величина Гф должна либо оставаться постоянной, либо постепенно снижаться. Последний тренд четко просматривается на поздней стадии разработки месторождений Урало-Поволжского региона. Однако, как показывает опыт последних промысловых исследований, отмеченные в Урало-Поволжье тенденции изменения Гф в большинстве случаев не проецируются на динамику того же параметра на месторождениях Западной Сибири.

В настоящее время более 60 % от всех месторождений ООО «ЛУКОЙЛ -Западная Сибирь» эксплуатируются с величиной Гф, превосходящей значение данного показателя, принятого при составлении проектно-технологического документа на разработку. Данное обстоятельство является причиной дисбаланса при списании объемов добычи растворенного газа. Этот дисбаланс можно назвать эффектом опережающей выработки газа, который выразился в дефиците запасов растворенного газа на балансе месторождений, находящихся на поздней стадии разработки.

Следовательно, для эффективного планирования объемов добычи попутного нефтяного газа необходимо разработать комплексный метод определения и прогнозирования величины Гф, учитывающий влияние различных технологических факторов на изменения свойств и компонентного состава флюида в процессе эксплуатации месторождения.

Степень разработанности выбранной темы

Исследованиям изменения свойств пластового флюида в процессе эксплуатации месторождения, включая такой параметр, как газовый фактор, посвящены научные труды многих отечественных и зарубежных ученых: И.М. Амерханова, И.И. Амерханова, К.С. Баймухаметова, А.И. Брусиловского, Г.П. Былинкина, М.Д. Валеева, Р.К. Галеевой, Ш.К. Гиматудинова, Н.А. Гультяевой, Ф.Я. Канзафарова, К.А. Ковалева, В.В. Крикунова, Е.Ф. Кутырева, С.А. Леонтьева, В.Н. Мартоса, В.Г. Михайлова,

A.Ю. Намиота, А.И. Пономарева, А.С. Топольникова, В.Н. Федорова,

B.И. Шилова, В.В. Шкандратова, Д.М. Шейх-Али, Э.М. Юлбарисова, SJ. Р^оп и других.

Установленные на месторождениях Западной Сибири тенденции роста величины Гф на поздней стадии эксплуатации залежей потребовали проведения исследований по изучению отмеченного явления, а также разработки методов определения и прогнозирования газового фактора при планировании уровней добычи попутного нефтяного газа.

Соответствие паспорту заявленной специальности

Тема и содержание диссертационной работы соответствует паспорту специальности 25.00.17: технологии и 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 (п. 4).

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование закономерностей изменения газового фактора при эксплуатации нефтяных месторождений Западной Сибири»

Цель работы

Исследование влияния технологического режима эксплуатации залежи и параметров работы объектов наземной инфраструктуры на динамику газового

фактора для прогнозирования уровней добычи попутного нефтяного газа на поздней стадии эксплуатации месторождений Западной Сибири.

Достижение поставленной цели связано с решением следующих задач:

1 Установить основные технологические факторы и оценить степень их влияния на изменение газового фактора нефти в процессе эксплуатации месторождения.

2 Установить закономерности изменения свойств и компонентных составов пластовых флюидов в зависимости от технологического режима эксплуатации добывающей скважины.

3 Определить технологические показатели эксплуатации скважины при условии возникновения области повышенной газонасыщенности в призабойной зоне пласта.

4 Установить закономерности изменения температуры сепарации газожидкостной смеси на промысловом объекте от динамики добычи жидкости и обводненности продукции по месторождению и оценить влияние данного параметра на величину газового фактора нефти.

5 Разработать и апробировать комплексный метод определения и прогнозирования величины Гф, учитывающий влияние технологических факторов на изменение свойств и компонентного состава флюида, связанных как с режимом эксплуатации скважин, так и с параметрами работы объектов наземной инфраструктуры.

Объект и предмет исследования

Объектами исследования являются месторождения региона, находящиеся на поздней стадии эксплуатации.

Предмет исследований - динамика газового фактора нефти в процессе разработки месторождения, зависящая от воздействия комплекса технологических факторов, связанных как с режимом эксплуатации залежи, так и с параметрами работы объектов обустройства.

Методы исследования

Методы исследований включают анализ и обобщение промысловых данных об изменении величины газового фактора нефти; экспериментальные лабораторные исследования по моделированию изменения компонентного

состава и свойств флюида в зависимости от режима эксплуатации добывающей скважины; вычислительные эксперименты, выполненные с применением специализированного программного обеспечения для моделирования процессов эксплуатации залежи (продукт Tempest More компании Roxar), а также сбора и подготовки скважинной продукции (продукты Schlumberger PIPESIM, HYSYS и Multiflash); анализ и сопоставление результатов лабораторных экспериментов и модельных расчётов с фактическими промысловыми данными.

Научная новизна

1 Научно обоснована и экспериментально доказана зависимость температурного режима сепарации нефти от изменения дебита жидкости и обводненности с учётом существующей системы сбора продукции скважин на промысле, позволяющая прогнозировать динамику величины Гф в процессе эксплуатации месторождения.

2 Научно обосновано и экспериментально подтверждено увеличение газового фактора нефти на поздней стадии эксплуатации месторождений ЗападноСибирского региона, связанное с изменением термобарических условий сепарации продукции на промысловом объекте, даже при условии соблюдения режима эксплуатации скважин с забойным давлением, превышающим давление насыщения нефти газом. По объектам разработки неокомского продуктивного комплекса месторождений Западной Сибири увеличение газового фактора, связанное с изменением термобарических условий сепарации, варьируется в диапазоне от 5 до 16 %.

Теоретическая и практическая значимость

1 Установлены закономерности изменения величины газового фактора в процессе эксплуатации месторождения, связанные с динамикой термобарических условий сепарации скважинной продукции на промысловом объекте.

2 Разработан и апробирован способ физического моделирования динамики компонентного состава и свойств флюидов в призабойной зоне пласта, учитывающий влияние массообменных процессов между пластовой нефтью и нагнетаемой водой (патент № 2662497 от 26.07.2018).

3 На основании прогноза величины Гф уточнены плановые показатели поставки попутного нефтяного газа на объекты газопотребления на краткосрочную и среднесрочную перспективы.

4 Разработан «Регламент ПАО «ЛУКОЙЛ» по подготовке, представлению материалов и утверждению величины газового фактора, расхода нефтяного газа на собственные технологические нужды предприятий и технологических потерь газа и продуктов его переработки при разработке нефтяных, газовых, газонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений».

Положения, выносимые на защиту

1 Рост газового фактора на поздней стадии эксплуатации является особенностью месторождений Западно-Сибирского региона, обусловленной высокой пластовой температурой, обводненностью добываемой жидкости и спецификой организации системы внутрипромыслового сбора продукции.

2 Закономерности изменения свойств и компонентных составов пластовых флюидов в процессе разработки месторождений Западной Сибири, на основании которых установлено, что при постоянных термобарических условиях сепарации нефти на промысловом объекте величина газового фактора определяется содержанием метана и легких углеводородных компонентов С2-4 в пластовом флюиде. При изменении термобарического режима подготовки продукции (особенно повышении температуры дегазации) на значение газового фактора оказывает влияние увеличение доли легкокипящих углеводородов С5+ в газе сепарации.

3 Комплексный метод определения и прогнозирования величины Гф, позволяющий моделировать изменение компонентного состава и свойств флюида в зависимости от режима эксплуатации залежи и параметров работы объектов наземной инфраструктуры.

Степень достоверности и апробация результатов работы

Достоверность результатов, выводов и рекомендаций работы подтверждена теоретическими и экспериментальными исследованиями с использованием современного лабораторного оборудования, прошедшего государственную поверку, высокой сходимостью расчетных величин с экспериментальными и промысловыми данными, воспроизводимостью полученных результатов.

Основные положения диссертационной работы докладывались на: XVI научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала ХМАО - Югры» (г. Ханты-Мансийск, 2012 г.); заседании Бюро Учёного Совета ООО «ЛУКОЙЛ - Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть», Протокол №01/15 от 03.03.2015 г. (г. Тюмень, 2015 г.); заседании Учёного Совета ООО «ЛУКОЙЛ -Инжиниринг», Протокол №03-16 от 21.03.2016 г. (г. Тюмень, 2016 г.); IV научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности», посвященной 20-летию «КогалымНИПИнефть» (г. Тюмень, 2016 г.); первой научно-технической конференции «Повышение эффективности разработки газонефтяных и нефтегазовых залежей», ООО «РН - УфаНИПИнефть» (г. Уфа, 2018 г.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 11 научных работ, в том числе 7 статей в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки России, получен патент № 2662497 от 26.07.2018 на «Способ оценки воздействия техногенных факторов на изменение компонентного состава и свойств пластового флюида в призабойной зоне пласта».

1 ОБЗОР РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИХ РАБОТ В ОБЛАСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗОВОГО ФАКТОРА НЕФТИ

1.1 Газовый фактор, газосодержание - специфика применяемой

терминологии

Наиболее лаконичное определение термину «газовый фактор» приведено в РД 39-0147035-225-88 «Инструкции по определению газовых факторов и количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр» [2]: «количество газа (в стандартных куб. м), извлеченное вместе с одной тонной нефти». Однако за кажущейся простотой изучаемого вопроса скрывается ряд проблем, связанных с разночтениями, как в самой терминологии, так и в методологии определения исследуемого параметра.

Разночтения обусловлены тем, что в регламентирующих документах и в научных трудах, параллельно сосуществуют два близких по значению понятия, характеризующие свойства нефти: «газовый фактор» и «газосодержание». В некоторых трудах эти термины даже трактуются одинаково [3]. При этом важно отметить, что между двумя вышеупомянутыми параметрами существуют принципиальные отличия, которые необходимо учитывать.

Попытка внести терминологическую ясность в вопросы, связанные с определением количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр, предпринималась ещё составителями РД 39-0147035-225-88. В данном нормативном документе декларировался отказ от таких понятий и терминов, как «пластовый газовый фактор» (то же что и «газосодержание») и «рабочий газовый фактор» (тот же «газовый фактор»). РД 39-0147035-225-88 вводилось понятие о «едином газовом факторе», который должен был определяться «в результате дифференциального разгазирования глубинных (пластовых) проб по термобарическим ступеням, параметры которых идентичны параметрам ступеней промысловой системы сепарации».

Несмотря на предпринятые шаги по упорядочиванию используемых понятий, единый терминологический подход в отрасли так и не прижился, чему поспособствовали известные проблемы в общественной и экономической жизни страны в начале 90-х годов XX века. Вопросы, связанные с рациональным использованием ресурсов нефтяного газа, в этот период отошли на второй план.

Среди современных регламентирующих документов следует выделить ОСТ 153-39.2-048-2003 «Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей. Объем исследований и формы представления результатов» [4], в котором предложена трактовка терминов «газовый фактор» и «газосодержание». В соответствии с данным стандартом под газовым фактором понимается «объем газа, замеренный на нефтегазодобывающем предприятии при условиях сепарации, отнесенный к массе или объему сепарированной нефти». Термин «газосодержание» трактуется в ОСТ 153-39.2-048-2003, как «количество компонентов, перешедших в газовую фазу при изменении условий от пластовых до атмосферных и отнесенных к единице объема или массы сепарированной нефти». Стандартом также вводится понятие «потенциального газосодержания», т.е. «отношения суммы всех содержащихся в пластовой нефти углеводородных и неуглеводородных компонентов, агрегатное состояние которых при 20 °С и 0,101 МПа является газовым, к сумме компонентов, являющихся при тех же условиях жидкими, или ко всей исходной нефти».

Следует отметить, что способы разгазирования пластового флюида при определении величин газового фактора и газосодержания нефти существенно отличаются друг от друга. Отличия заключаются в способах реализации процесса отделения от нефти растворенного газа. Разгазирование может осуществляться контактно или дифференциально. При контактном разгазировании весь выделившийся газ находится в равновесии с нефтью при любом уровне давления в измерительной системе [4]. Частным случаем контактного разгазирования является стандартная сепарация, при которой отделение газа осуществляется однократным изменением условий от пластовых до стандартных (температура 20 °С

и давление 0,101 МПа). Именно способом стандартной сепарации определяется значение газосодержания нефти.

Отличным образом осуществляется выделение газа из пластовой нефти при реализации способа дифференциального разгазирования. В соответствии с ОСТ 153-39.2-048-2003, при дифференциальном разгазировании «газ, выделяющийся на каждом бесконечно малом интервале снижения давления, непрерывно отводится из системы». При этом методологией исследования исключается состояние, при котором выделившийся газ находится в равновесии с нефтью, в каждый момент времени проведения эксперимента. Способ дифференциального разгазирования также имеет свой частный случай, называемый ступенчатой сепарацией. При ступенчатой сепарации отделение газа происходит при условиях (число ступеней, их давление и температура), соответствующих существующей системе сепарации нефти на промысле. Способом ступенчатой сепарации определяется, такой параметр, как газовый фактор нефти.

Физический смысл величин, определяющий принципиальное различие в толковании часто употребляемых терминов, раскрыт в работе специалистов «ТатНИПИнефть» К.А. Ковалева и А.Э. Гафурова [5]. Под газосодержанием в работе понимается «отношение всех условно отделенных газообразных компонентов к газонефтяной смеси (нефти с растворенным в ней (попутным) нефтяным газом)». Понятие «газовый фактор» авторы связывают с процессом сепарации, реализованным на технологическом объекте, что соответствует методологии, изложенной в ОСТ 153-39.2-048-2003. Под сепарацией понимается «процесс отделения газовой фазы, которая выделяется из газонефтяной смеси при снижении давления от Р1 до Р2 при температуре Т». Количество выделившегося газа должно быть приведено к стандартным условиям. Способом изменения давления от Р1 до Р2 при сепарации газа реализовываются различные подходы при определении газового фактора нефти.

В случае если Р1 является пластовым давлением, а Р2 - атмосферным, речь идёт о разгазировании пластовой нефти в одну ступень (или стадию) от начальных пластовых до стандартных условий. Полученное значение можно

характеризовать, как газовый фактор однократной сепарации, в соответствии с терминологией предложенной К.А. Ковалевым и А.Э. Гафуровым. Согласно ОСТ 153-39.2-048-2003 и сложившейся лабораторной практике [6], как уже было сказано выше, данную схему разгазирования нефти принято называть стандартной сепарацией. Выбор способа стандартной сепарации при определении газосодержания объясняется тем, что он позволяет обеспечить наиболее полный выход в свободную фазу углеводородных и неуглеводородных компонентов, агрегатное состояние которых при стандартных условиях является газовым. При этом в работе Г.П. Былинкина и П.А. Гужикова [6] отмечено, что при стандартной сепарации летучих нефтей в газовую фазу переходит значительное количество кипящих углеводородов (до 9 % начальной потенциальной массы углеводородов С5+высш, которые находятся в жидком состоянии в стандартных условиях). Поэтому значение газосодержания (или газового фактора однократной сепарации) всегда выше, чем величина газового фактора определенного методом сепарации в несколько ступеней (стадий) [7]. Данный вывод позволяет перейти к рассмотрению вопроса определения Гф методом дифференциального разгазирования, включая такой способ дегазации нефти, как ступенчатая сепарация. Данный метод подразумевает снижение давление от пластового Р1 (Рпл) до атмосферного Рп+1 (Ратм) в несколько ступеней (стадий). Количество выделившегося газа на каждой ступени характеризует газовый фактор отдельно взятой ступени сепарации. Сумма газовых факторов всех ступеней сепарации является газовым фактором многоступенчатого разгазирования, в соответствии с терминологией предложенной К.А. Ковалевым и А.Э. Гафуровым. При условии, что в процессе дегазации моделировались условия сепарации соответствующие термобарическому режиму, реализованному на промысловом объекте сбора и подготовки продукции скважин, по полученным данным можно судить о величине газового фактора нефти.

Значения газового фактора многоступенчатой сепарации, определённого методами дифференциального и ступенчатого разгазирования также разнятся между собой. Суть отличия заключается в том, что в соответствии с ОСТ 153-

39.2-048-2003 дифференциальное разгазирование предполагает непрерывный отвод газа из РУТ-системы на каждом бесконечно малом интервале снижения давления. Согласно терминологии, предложенной К.А. Ковалевым и А.Э. Гафуровым, теоретически данный случай можно описать, как стремление количества ступеней сепарации к бесконечности. При этом газовый фактор, определенный при бесконечном числе ступеней сепарации можно будет условно назвать дифференциальным. Следуя этим теоретическим представлениям, дифференциальный газовый фактор, будет характеризовать процесс сепарации на промысловом объекте, при котором в жидкой фазе сохранилось максимальное содержание остаточного газа, при этом объем, выделившейся свободной газовой фазы является минимальным.

Таким образом, резюмируя теоретические доводы, изложенные в работе К.А. Ковалева и А.Э. Гафурова, можно сделать вывод о том, что величина газового фактора однократной сепарации (газосодержания) всегда выше значения газового фактора многоступенчатого разгазирования (ступенчатой сепарации), а последний параметр, в свою очередь, всегда превышает показатель Гф при дифференциальном разгазировании. Безусловно, довод о соотношении газосодержания и газового фактора ступенчатой сепарации является вполне справедливым, что подтверждается результатами многих научных исследований [6, 7]. Однако вторая часть предложенного неравенства (Гф ступенчатой сепарации > дифференциального Гф) имеет право на существование только в теоретических представлениях. Практикой лабораторных исследований установлено обратное соотношение между рассматриваемыми параметрами, газовый фактор нефти, определенный способом дифференциального разгазирования, выше, чем аналогичный показатель, полученный при исследовании той же пробы флюида по схеме ступенчатой сепарации [6, 7]. Объясняется это реализацией требований ОСТ 153-39.2-048-2003 при проведении исследований глубинных проб нефти способами дифференциального разгазирования и ступенчатой сепарации.

Ключевым фактором является температурный режим, при котором проводятся исследования. На практике дифференциальное разгазирование проводится при пластовой температуре, тогда как ступенчатая сепарация осуществляется при термобарических условиях объекта промысловой подготовки нефти. Как правило, пластовая температура флюида существенно выше, чем температура жидкости на промысле (для примера, пластовая температура в юрских отложениях Западной Сибири составляет 90 - 100 °С, очевидно, что на промысловых объектах температура жидкости ниже), поэтому данным обстоятельством объясняется дополнительное извлечение из нефти легкокипящих углеводородов, которые переходят в газовую фазу. Ступенчатая сепарация осуществляется в температурных условиях, характерных для объектов промыслового обустройства (в лабораториях в основном задается температурный режим в 20 °С), при которых выход легких фракций из нефти не столь значителен.

Влияние барического режима при сравнении двух способов сепарации не играет определяющей роли, так как «бесконечное» число ступеней сепарации при дифференциальном разгазировании является лишь «идеалистическим понятием». На практике, с учётом требований ОСТ 153-39.2-048-2003, допускающих шаг снижения давления в пределах от 1 до 3 МПа, дифференциальное разгазирование проводится в 3 - 6 ступеней сепарации. При этом в работе Д.В. Долгова [7] сказано о том, что «увеличение числа ступеней сепарации более двух уже не вносит существенных изменений по газосодержанию».

Таким образом, превышение величины газового фактора нефти, определенной способом дифференциального разгазирования над значением Гф при ступенчатой сепарации, установленное при исследовании глубинных проб, объясняется более высоким температурным режимом отделения газа в процессе проведения экспериментов.

Учитывая вышеописанную разницу в терминологии и способах определения удельного содержания газа в добываемой нефти, невольно возникает вопрос: «На какой из рассмотренных параметров следует ориентироваться при

выполнении подсчёта запасов растворенного газа, проектировании разработки месторождений и планировании мероприятий по утилизации ПНГ?»

В трудах Г.П. Былинкина, П.А. Гужикова, А.И. Брусиловского, А.Н. Нугаевой, И.Е. Хватовой, С.В. Еремеевой, О.Н. Валеевой [6, 8 - 12] сопоставляются характеристики подсчетных параметров, включая газосодержание, определенные различными способами разгазирования, при отличных термобарических условиях. При этом в работе [6, 11] сделан вывод о том, что при исследовании нефти, характеризующейся средней и высокой

20 3

плотностью (р > 0,85 м /т) и невысоким газосодержанием, находящейся в пласте при умеренных термобарических условиях, результаты экспериментов по определению Гф дают близкие результаты независимо от способа разгазирования. Напротив, по залежам с более высокими значениями пластового давления и температуры, выявлена тенденция увеличения значения газосодержания «в направлении от ступенчатой сепарации к стандартной и дифференциальному разгазированию, независимо от количества растворенного газа» [6]. Явление, как уже отмечалось выше, связано с переходом легкокипящих фракций пластовой нефти в газовую фазу при моделировании процесса разгазирования в «жестких термобарических условиях». Выполнение подсчёта запасов нефти и растворенного газа без учёта явления растворения легкокипящих углеводородов С5+высш в газовой фазе может привести к значительной погрешности, особенно для глубокопогруженных залежей, характеризующихся высокими пластовыми давлениями и температурами. Поэтому в работах [6, 11] при обосновании подсчетных параметров рекомендовано ориентироваться на результаты ступенчатой сепарации флюида, согласно действующей или проектной схеме промысловой подготовки продукции, иными словами, на величину газового фактора нефти.

Данные рекомендации полностью соответствуют представлениям о «едином газовом факторе», изложенным в РД 39-0147035-225-88 «Инструкции по определению газовых факторов и количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр».

Кроме отраслевых руководящих документов, требования к проведению работ по промысловому замеру газового фактора нефти и планированию объемов добычи попутного нефтяного газа на будущие периоды регламентируются внутрикорпоративными локально-нормативными актами. В частности, в ПАО «ЛУКОЙЛ» для этих целей разработан Регламент подготовки, представления материалов и утверждения величины газового фактора, расхода попутного нефтяного газа на собственные производственно-технологические нужды предприятий и технологических потерь газа и продуктов его переработки при разработке нефтяных, газовых, газонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений [13]. В соответствии с данным Регламентом для расчёта более точного значения объема добычи попутного газа также рекомендуется использовать величину «газового фактора нефти». Под газовым фактором в Регламенте понимается «объем нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям 293 °К (20 °С) и 0,1013 МПа (760 мм.рт.ст.) и отнесенный к одной тонне добытой нефти, разгазированной по ступеням сепарации, которые приняты для данного месторождения, включая горячую и вакуумную сепарацию, а также с учётом газа, выделяющимся из нефти при её стабилизации».

Таким образом, в настоящей работе при исследовании влияния технологических факторов на изменение свойств нефти в процессе эксплуатации месторождений рассматривается величина газового фактора нефти, как параметра зависящего от режима эксплуатации залежи и термобарических условий сепарации на объекте промыслового сбора и подготовки продукции скважин.

Напротив, такой показатель, как «газосодержание», характеризует общее количество потенциально газообразных компонентов, содержащихся в единице объема или массы пластовой нефти. Однако напрямую данная величина никак не связана с реализуемыми на месторождении проектными решениями в области разработки залежей и обустройства наземной инфраструктуры.

1.2 Методы определения газового фактора нефти, используемые на различных стадиях разработки месторождений. Область применения, специфика организации и проведения исследовательских работ

В РД 39-0147035-225-88 «Инструкция по определению газовых факторов и количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр» [2] установлено требование о систематическом определении газовых факторов нефти по следующим объектам (структурным уровням учёта добычи углеводородов):

- отдельным скважинам;

- группам скважин, эксплуатирующим один объект разработки (замер по кустовой площадке);

- отдельным ступеням сепарационных систем промысловых объектов.

Выполнение данного требования связывает исследовательские

промысловые работы по определению газового фактора нефти с организацией процедур учёта добычи попутного нефтяного газа в нефтегазодобывающих предприятиях. Поэтому положения «Инструкции...» во многом перекликаются с содержанием другого нормативного документа РД 39-083-91 «Единая система учёта нефтяного газа и продуктов его переработки от скважины до потребителя» [14].

РД 39-083-91 определены требования к организации обязательного комплекса исследовательских работ и систематических измерений по контролю количества отбираемого газа по всей технологической цепочке от скважины до объектов газопотребления. Условно данная технологическая цепочка может быть разделена на уровни (части) в зависимости от функционального назначения процесса и его роли в обеспечении учёта добычи попутного нефтяного газа на нефтегазодобывающем предприятии. Предложенный принцип построения единой (поэтапной) системы учёта ПНГ применительно к объектам ООО «ЛУКОЙЛ -Западная Сибирь» представлен на Рисунке 1.1, а также описан в работах [15, 16].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Кордик Кирилл Евгеньевич, 2019 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений: РД 153-39.0-109-01: утв. Минэнерго РФ 05.02.2002: ввод в действие с 01.03.2002.

2 Инструкция по определению газовых факторов и количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр : РД 39-014035-255-88: утв. М-вом нефт. пром. СССР 31.12.87 : ввод в действие 01.01.88. - В надзаг.: ВНИИ им.А.П. Крылова, М-во нефт. пром. СССР.

3 Мамуна, В.Н. Экспериментальное исследование пластовых, нефтей/ В.Н. Мамуна, Г.Ф. Требин, В.В. Ульянинский. М.: ГОСИНТИ, 1960. - 143 с.

4 ОСТ-153-39.2-048-2003 Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей/ ВНИИнефть. М., 2003.

5 Ковалев К.А. Детализация терминологии при исследовании газового фактора и газосодержания / Ковалев К.А., Гафуров А.Э. // Инженер-нефтяник. -2013. - № 4. - С.39-41.

6 Былинкин Г.П. Зависимость свойств пластовой нефти от вида разгазирования / Г.П. Былинкин, П.А. Гужиков // Геология нефти и газа. - 2008. -№ 3. - С.31-36.

7 Долгов Д.В. К вопросу о расчете газосодержания нефти Поточного месторождения // ЭНЖ. Нефтегазовое дело. - 2008.

8 Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа / «Грааль». - Москва, 2002. - 579 с.

9 Брусиловский А.И. Решение актуальных задач прогнозирования свойств природных углеводородных смесей / А.И. Брусиловский, А.Н. Нугаева // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 12. - С. 44-47.

10 Брусиловский А.И. Особенности свойств пластовых углеводородных флюидов различных типов / А.И. Брусиловский, А.Н. Нугаева, И.Е. Хватова //

Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 12. - С. 45-47.

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

12 Еремеева С.В. Подготовка начальных свойств флюидов для подсчета запасов и проектирования разработки среднекаменной газонефтяной залежи Оренбургского НГКМ / С.В. Еремеева, О.Н. Валеев // Нефтепромысловое дело. -2007. - № 6. - С.37-42.

13 Регламент подготовки, представления материалов и утверждения величины газового фактора, расхода попутного нефтяного газа на собственные производственно-технологические нужды предприятий и технологических потерь газа и продуктов его переработки при разработке нефтяных, газовых, газонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений, - Москва, ОАО «ЛУКОЙЛ», 2013. - 17 с.

14 Единая система учёта нефтяного газа и продуктов его переработки от скважины до потребителя: РД 39-083-91: утв. М-вом нефтегаз. пром. СССР: ввод в действие 01.01.91. - В надзаг.: ВНИПИгазпереработки, М-во нефтегаз. пром. СССР.

15 Кордик К.Е. Определение газового фактора нефти в соответствии с единой системой учёта добычи ПНГ ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» (на примере Нонг-Еганского месторождения ТПП «Покачевнефтегаз») / К.Е. Кордик, А.Е. Бортников, М.Д. Валеев // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа-Югры: шестнадцатая науч.-практ. конф. В 2 т. / Департамент по недропользованию ХМАО-Югры, АУ «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана»; под ред. А.В. Шпильмана, В.А. Волкова. - Ханты-Мансийск: ИздатНаукаСервис, 2013. - Т.1. - С.358-370.

16 Кордик К.Е. Организация контроля за величиной газового фактора нефти, как обязательное требование при построении единой системы учёта добычи попутного нефтяного газа / К.Е. Кордик, В.В. Шкандратов, С.А. Леонтьев и др.// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -

2016. № 11 - С. 63-67.

17. Инструкция по применению классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов: утв. М-вом природных ресурсов и экологии РФ 01.11.2013 г. Приказ № 477: ввод в действие 01.01.2016.

18 ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условия (с изменениями №1, 2).

19. ГОСТ 1756-2000. Нефтепродукты. Определение давления насыщенных

паров.

20 Леонтьев С.А. Обоснование рациональных технологических параметров подготовки скважинной продукции Вынгапуровского месторождения /С.А. Леонтьев, А.Н. Марченко, О.В. Фоминых // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2012. - №3. - С.211-215.

21 О влиянии изменения температурного режима промысловой сепарации на величину газового фактора нефти / А.Е. Бортников, К.Е. Кордик, В.Н. Мороз и др.// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -2015. - № 9. - С.81-86.

22 Приказ Минприроды России от 30 июня 2009 г. N 183 "О внесении изменений в "Правила охраны недр", утв. постановлением Федерального горного и промышленного надзора России от 6 июня 2003 г. N 71".

23 Шейх-Али Д.М. Изменение свойств пластовой нефти и газового фактора в процессе эксплуатации нефтяных месторождений / БашНИПИнефть. - Уфа, 2001. - 136 с.

24 Валеев М.Д. Сравнительный анализ измерительных установок для определения газового фактора / М.Д. Валеев, А.Г. Газаров, К.Е. Кордик и др. // Нефтяное хозяйство. - 2011. - №1. - С.96-98.

25 Юлбарисов Э.М. Некоторые рекомендации по исследованию динамики изменения газового фактора на поздних стадиях разработки / Э.М. Юлбарисов, М.Д. Валеев, Д.М. Шейх-Али // Интервал. - 2005. - № 11-12. - С.29-34.

26 Установка массоизмерительная транспортабельная «АСМА-Т». Техническое описание и инструкция по эксплуатации, - Серафимовский опытный

завод средств автоматики и телемеханики, Межрегиональное акционерное общество "НЕФТЕАВТОМАТИКА", 2004. - 36 с.

27 Кордик К.Е. Совершенствование технологии определения газового фактора на установке «АСМА-Т» / К.Е. Кордик, И.И. Краснов, И.В. Рожков и др. // Южно-российский вестник геологии, географии и глобальной энергии. -2006. -№ 4. - С. 120-122.

28 Бортников А.Е. Перспективные решения по увеличению достоверности учета добычи попутного нефтяного газа и определения газового фактора / А.Е. Бортников, К.Е. Кордик, М.Д. Валеев // "Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала ХМАО - Югры": сб. науч. тр. XIV научно-практической конференции. - Ханты-Мансийск, 2010.

29 ГОСТ Р 8.615-2005. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа (с изменениями №1).

30 Промысловые исследования газового фактора по объектам разработки нефтяных месторождений ОАО АНК «Башнефть» / И.С. Игнатов, Е.В. Лозин, Р.Н. Имашев, В.Н. Федоров // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 4. - С.48-50.

31 Муртазина Т. Определение свойств пластовых нефтей на основе расчета давления насыщения / Т. Муртазина, К. Ковалев // Oil&Gas Journal Russia. - 2010. - № 9. - С.77-79..

32 Руководство по измерению объемов факельного сжигания газа в атмосферу: Технический отчёт // Clearstone Engineering Ltd., Calgary, Alberta, Canada.

33 Шейх-Али Д.М. Изменение свойств нефти и газового фактора при разработке нефтяных месторождений / Д.М. Шейх-Али, Э.М. Юлбарисов // Интервал. - 2003. - № 1. - С.30-35.

34 Шейх-Али Д.М. Методика определения остаточных ресурсов газа в процессе разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. - 2006. -№ 11. - С.32-33.

35 Выбор скважин опорной сети для определения текущих газовых факторов на месторождениях Западной Сибири / Э.М. Юлбарисов, Е.Г. Павлов,

Д.М. Шейх-Али и др. // Интервал. - 2006. - № 5. - С.8-12.

36 Кутырев Е.Ф. О концепции разработки заводненных залежей нефти на поздних стадиях. В 2 ч. Ч.1 / Е.Ф. Кутырев, В.Н. Сергиенко // Нефтяное хозяйство.

- 2005. - № 9. - С.184-189.

37 Кутырев Е.Ф. О концепции разработки заводненных залежей нефти на поздних стадиях. В 2 ч. Ч.2 / Е.Ф. Кутырев, В.Н. Сергиенко // Нефтяное хозяйство.

- 2005. - № 10. - С.44-48.

38 Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте / Гостоптехиздат. - Москва, 1961. - 570 с.

39 Шейх-Али Д.М. О механизме снижения газонасыщенности пластовой нефти в процессе разработки месторождения // Особенности разработки нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами: сб. науч. тр. / БашНИПИнефть. - Уфа, 1980. - Вып. 57. - С.12-17.

40 Шейх-Али Д.М. Определение газосодержания пластовой нефти при эксплуатации скважин в условиях обводнения их продукции // Новое в бурении и добыче нефти на месторождениях Башкирии: сб. науч. тр. / БашНИПИнефть. -Уфа, 1984. - Вып. 70. - С.119-124.

41 Намиот А.Ю. Фазовые равновесия нефтяных фракций с водой / Намиот А.Ю., Скрипка В.Г., Лоттер Ю.Г.// Нефтепромысловое дело. - 1978. - № 1. - С. 32-34.

42 Намиот А.Ю. Изменение объема нефтяных фракций при растворении в них воды в условиях высоких температур / Намиот А.Ю., Скрипка В.Г., Лоттер Ю.Г.// Нефтепромысловое дело. - 1978. - № 2 - С. 33-34.

43 Мартос В.Н. Некоторые физические закономерности фильтрации газированной жидкости // Фильтрация, теплоперенос и нефтегазоотдача в сложных пластовых системах / Наука. - Москва, 1978. - С.36-45.

44 Кутырев Е.Ф. Проблемы разработки Вынгапуровского месторождения и пути ее совершенствования // "Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала ХМАО - Югры": сб. науч. тр. III научно-практической конференции.

- Ханты-Мансийск, 2000.

45 Кутырев Е.Ф. Особенности строения и разработки низкопроницаемых нефтяных пластов // Нефтяное хозяйство. - 1998. - № 11. - С.23-27.

46 Стасенков В.В. Оценка эффективности вытеснения разгазированной нефти водой // Нефтяное хозяйство. - 1995. - № 11. - С.34-39.

47 Кутырев Е.Ф. Некоторые результаты физического моделирования процессов газообмена в пластовой системе нефть - нагнетаемая вода / Е.Ф. Кутырев, В.В. Шкандратов, Ю.В. Белоусов // Георесурсы. - 2008. - № 5. - С. 33-36.

48 Кутырев Е.Ф. О роли газа при формировании эмульсий в процессах нефтедобычи / Е.Ф. Кутырев, А.А. Каримов, Р.У. Рамазанов // Нефтегазопромысловое дело. - 2008. - №6. - С.52-56.

49 Амерханов И.И. Изменение физико-химических свойств пластовой нефти в процессе разработки Ромашкинского месторождения / И.И. Амерханов, К.А. Ковалев // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». -М. : ВНИИОЭНГ, 2010. - Вып. 78. - 353 с.

50 Баймухаметов К.С. О методике подсчета остаточных запасов растворенного газа (в порядке обсуждения) / К.С. Баймухаметов, Е.В. Лозин // Нефтяное хозяйство. - 2001. - № 11. - С.20-21.

51 Канзафаров Ф.Я. Изменение свойств нефтяного газа в процессе эксплуатации Самотлорского месторождения // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 1. - С.47-49.

52 Канзафаров Ф.Я. Изменение свойств нефти в процессе эксплуатации Самотлорского месторождения / Ф.Я. Канзафаров, Р.Г. Джабарова // Нефтепромысловое дело. - 2010. - № 4. - С.4-9.

53 Гультяева Н.А. Влияние количества газа, растворенного в пластовой воде, на распределение объемов составляющих добываемой продукции скважин / Н.А. Гультяева, В.В. Крикунов // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 8. - С.40-43.

54 Гультяева Н.А. Рост текущего газового фактора. Влияние растворенного в пластовой воде газа на общий объем добываемого со скважинной продукцией газа / Н.А. Гультяева, В.И. Шилов, О.В. Фоминых // Территория Нефтегаз. - 2013. - № 9. - С.50-57.

55 Гультяева Н.А. Массобмен в системе нефть-газ-вода и его влияние на добычу нефтяного газа / Н.А. Гультяева, Э.Н. Тощев // Нефтяное хозяйство. -2013. - № 10. - С.100-103.

56 Гультяева Н.А. Газосодержание нефти - начальное, текущее, остаточное. Взаимосвязь показателей и закономерностей их изменения в динамике эксплуатации нефтяных залежей/ Н.А. Гультяева, В.В. Крикунов, В.И. Шилов // "Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала ХМАО - Югры": сб. науч. тр. научно-практической конференции. - Ханты-Мансийск, 2011.

57 Михайлов В.Г. Прогнозирование газового фактора с учётом растворенного в воде газа на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений/ В.Г. Михайлов, А.И. Пономарев, А.С. Топольников // SOCAR Proceedings. - 2017. - №3. - С.41-48.

58 G. Soave. Equilibrium constants from a modified Redlich-Kwong equation of state //Chemical Engineering Science. - 1972. - Vol. 27. - No.6. - P.1197-1203.

59 P.M. Mathias, T. Copeman. Extension of the Peng-Robinson equation of state to complex mixtures: evaluation of the various forms of the local composition concept // Fluid Phase Equilibria. -1983. -Vol. 13. - P. 91-108.

60. O.L. Culberson, Jr.J.J McKetta. Phase equilibria in hydrocarbon-water systems, IV-vaporliquid equilibrium constants in the methane-water and ethane-water systems // Transactions AIME. Petroleum Division. - 1951. -Vol. 192. - P.297-300.

61 A. Chapoy. Phase behavior in water/hydrocarbon mixtures involved in gas production systems. Ph.D. Thesis. Mines ParisTech, 2004.

62 Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта / Недра. -Москва, 1971. - 311 с.

63 Намиот А.Ю. Бондарева М.М. Растворимость газов в воде под давлением / Гостоптехиздат. - Москва,1963.

64 Намиот А.Ю., Бондарева М.М. Растворимость газов в воде под давлением. Справочное пособие / Недра. - Москва, 1991. - 167 с.

65 Методическое руководство по выбору скважин опорной сети для определения Гф по месторождениям ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь, -

Когалым, ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь», 2004. - 11 с.

66 Об изменении газового фактора нефти при разработке заводняемых залежей / К.Е. Кордик, А.Е. Бортников, Е.Ф. Кутырев и др. // Территория НЕФТЕГАЗ. - 2010. - № 2. - С. 62-65.

67 О тенденциях изменения газового фактора в процессе эксплуатации месторождений ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» / К.Е. Кордик, В.В. Шкандратов, А.Е. Бортников, С.А. Леонтьев// Нефтяное хозяйство. - 2016. - № 8. - С. 54-57.

68 Определение газовых факторов по Кирско-Коттынскому лицензионному участку НГДУ «БашСибнефть» / Д.М. Шейх-Али, Э.М. Юлбарисов, Ю.Г. Штукатуров и др. // Интервал. - 2003.- № 4. - С. 45-50.

69 Марченко А.Н. Исследование влияния давления ступени сепарации на газовый фактор / А.Н. Марченко, А.Н. Лапердин // Наука и ТЭК. - 2012. - № 8. -С.43-44.

70 Марченко А.Н. К вопросу обоснования извлекаемых запасов растворенного газа / А.Н. Марченко, А.В. Иванов, О.Н. Федосеев // Недропользование XXI век. - 2012. - № 5. - С.60-62.

71 Марченко А.Н. Подсчет запасов растворенного газа / А.Н. Марченко, О.В. Фоминых, Ю.С. Девяткова // Территория НЕФТЕГАЗ. - 2012. - № 11. - С.73-75.

72 Марченко А.Н. Обоснование объема извлекаемых запасов растворенного газа в связи с технологией промысловой подготовки нефти: автореферат дис. канд. техн. наук: 25.00.17. - Тюмень, 2013. - 23 с. - (Работа выполнена в ТюмГНГУ).

73 Фоминых О.В. Ресурсосберегающие технологии нефтяной промышленности: Монография / О.В. Фоминых, С.А. Леонтьев, А.В. Иванов, А.Н. Марченко. / Недра. - Санкт-Петербург, 2011. - 184 с.

74 Амерханов И.М., Хмелевских Е.И. Влияние свойств пластовых нефтей на эксплуатацию скважин в условиях обводнения их продукции. - Нефтяное хозяйство, 1977, №1, с. 37-39.

75 Шейх-Али Д.М. Прогнозирование изменений параметров пластовых нефтей // Тектоника и нефтегазоносность Башкирии / сб. науч. тр. / БашНИПИнефть. - Уфа, 1983. - Вып. 65. - С.12-18.

76 Шейх-Али Д.М., Галеева Р.К. Пластовые нефти Республики Башкортостан / БашНИПИнефть. - Уфа, 1997. - 340 с.

77 Галеева Р.К. К вопросу о влиянии контактирующей воды на физико-химические свойства нефти / Р.К. Галеева, Д.М. Шейх-Али, Г.П. Мейнцер //Сб. аспирантских работ УфНИИ, - Уфа,1970. - С. 251-259.

78 Галеева Р.К. Об изменении свойств пластовых нефтей Туймазинского нефтяного месторождения в процессе его разработки / Р.К. Галеева, Д.М. Шейх-Али, Э.М. Халимов //Геология и разработка нефтяных месторождений Башкирии/ сб. науч. тр. / БашНИПИнефть. - Уфа,1975. - Вып.44. - С.57-62.

79 Галеева Р.К. Изменение свойств пластовой нефти Туймазинского месторождения в процессе разработки / Р.К. Галеева, Д.М. Шейх-Али, Э.М. Халимов // Геология нефти и газа. - 1976. - № 12 - С. 24-27.

80 Рекомендации по оценке свойств пластовых нефтей Сергеевского месторождения / Д.М. Шейх-Али, Р.К. Галеева, Н.И. Патосина и др.// БашНИПИнефть. - Уфа, 1980. - 32 с.

81 Шейх-Али Д.М. Исследование пластовых нефтей в процессе разработки месторождений / Д.М. Шейх-Али, Р.К. Галеева // Проблемы разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Башкирии / сб. науч. тр. / БашНИПИнефть. - Уфа, 1984. - Вып. 66. - С.57-62.

82 Шейх-Али Д.М. Лабораторные исследования по определению влияния закачиваемой воды на физико-химические свойства пластовых нефтей / Д.М. Шейх-Али, Р.К. Галеева, А.Н. Иванова // Регулирование процесса разработки месторождений Башкирии в стадии высокой обводненности. / сб. науч. тр. / БашНИПИнефть. - Уфа, 1985. - Вып. 73. - С.29-33.

83 Шейх-Али Д.М. Прогнозирование свойств пластовой нефти при заводнении / Д.М. Шейх-Али, Р.К. Галеева, А.Н. Иванова // Нефтяное хозяйство. -1985. - № 10. - С. 22-25.

84 Шейх-Али Д.М. Прогнозирование изменений свойств пластовой нефти в процессе разработки нефтяных месторождений / Д.М. Шейх-Али, Р.К. Галеева, Ю.Б. Леванов // Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние проблемы и пути их решения / Материалы совещания (г. Альметьевск). - М.: ВНИИОЭНГ. - 1996. - С. 518-532.

85 О результатах лабораторного моделирования процессов взаимодействия пластового флюида с закачиваемой водой в условиях, имитирующих интенсивный отбор жидкости из пласта / К.Е. Кордик, А.Е. Бортников, С.А. Леонтьев и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2015. - № 2. - С. 66-69.

86 Моделирование показателей эксплуатации скважины в условиях возникновения техногенной газовой шапки в призабойной зоне пласта / К.Е. Кордик, В.В. Шкандратов, С.А. Леонтьев и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2017. - № 9. - С. 64-68.

87 Регламент по созданию постоянно действующих геологотехнологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений: РД 153-39.0-047-00: утв. Минтопэнерго России: ввод в действие 03.10.2000. - 130 с.

88 Цейтлин С.Д. Новая технология оптимизации добычи из пластов, содержащих нефть с высоким газовым фактором /С.Д. Цейтлин, Г.Г. Мирзоев, А.С. Кашик // Бурение и нефть. - 2012. - № 8. - С.34-37.

89 Цейтлин С.Д. Система оптимизации добычи нефти - новая технология, успешно работающая на нефтегазоконденсатном месторождении Кокдумалак (Узбекистан/Туркменистан)/С.Д. Цейтлин, Г.Г. Мирзоев // Нефтепромысловое дело. - 2002. - №10.

90 Васильев В.В. Исследование на тестовой модели особенности разработки залежей нефти с высоким газовым фактором // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 3. - С.77-79.

91 Особенности эксплуатации среднедевонских залежей летучей нефти с высоким газовым фактором Первомайской группы месторождений / В.В. Васильев, А.П. Коваленко, Д.П. Патраков и др. // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №

11. - С.58-61.

92 Иванников В.И. К вопросу о движении газожидкостной смеси в системе пласт-скважина при фонтанировании продуктивного объекта // Инженер -нефтяник. - 2012. - № 4. - С.8-9.

93 Индрупский И.М. Опережающее заводнение для залежей с низкопроницаемыми коллекторами и высоким газосодержанием пластовых нефтей // Газовая промышленность. - 2009. - № 3. - С.29-32.

94 Исследование величины фактического давления насыщения нефти по характеристике физико-химических свойств газонефтяной смеси / Н.И. Хисамутдинов, Д.К. Сагитов, А.А. Хальзов и др.// Нефтепромысловое дело. -2009. - № 7. - С.8-12.

95 К оценке величины фактического давления насыщения нефти в пласте и на забое скважин по характеристике физико-химических свойств газонефтяной смеси / Н.И. Хисамутдинов, Р.Г. Сарваретдинов, Д.К. Сагитов и др. // Нефтепромысловое дело. - 2009. - № 9. - С.9-15.

96 Хальзов А.А. Особенности разработки залежей нефти с высоким газонефтяным фактором // Нефтепромысловое дело. - 2008. - № 12.- С.6-9.

97 Сорокин А.В. Информационная структура пластовой нефти, учет объемов и свойств ее составляющих в методиках подсчета запасов и расчета процессовнефтевытеснения / Сорокин А.В., Сорокин В.Д.// Вестник недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа. - 2007. № 17. -Режим доступа: http://www.oilnews.ru.

98 Моделирование величины газового фактора нефти с учётом изменения термобарических условий сепарации скважинной продукции на промысловом объекте / К.Е. Кордик, В.В. Шкандратов, С.А. Леонтьев и др. // Нефтепромысловое дело. - 2017. - № 10. - С. 58-63.

99 Магомедшерифов Н.И. Исследование и разработка методов обезвоживания скважинной продукции нефтяных месторождений - диссертация на соискание степени кандидата технических наук - Тюмень: ТюмГНГУ, 2009., -132 с.

100 СТО 51.00.021-84. Расчет состава и свойств нефти, газа и воды нефтяных месторождений Главтюменьнефтегаза / СибНИИНП. - Тюмень, 1985. -39 с.

101 Анализ соответствия отобранных запасов растворенного газа и добытых объемов попутного газа на разрабатываемых месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ -Западная Сибирь»: отчет НИР (закл.) по договору от 26.03.2014 г. № 14С1062 / «КогалымНИПИнефть»; рук. А.Е. Бортников; исполн.: К.Е. Кордик, В.М. Дружинин и др. - Тюмень, 2014. - 250 с.