Особенности фазовых переходов пластовой системы Астраханского газоконденсатного месторождения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.15.06, кандидат технических наук Сайфеев, Камиль Талмасович

• Сайфеев, Камиль Талмасович
• кандидат технических наук
• 2000

Оглавление диссертации кандидат технических наук Сайфеев, Камиль Талмасович

Введение.

Глава 1. Краткий обзор литературы.

Глава 2. Исследование влияния состава на фазовые переходы пластовой системы АГКМ.

2.1. Общая характеристика АГКМ.

2.2. Исследования влияния сероводорода на фазовые процессы в газоконденсатных системах.

2.3. Исследования влияния сероводорода на извлечение компонентов пластовой системы АГКМ.

2.4. Определение давления начала конденсации пластовой системы АГКМ по результатам экспериментов с модельными системами.

2.5. Метод оценки погрешности эксперимента вносимой смачиваемостью внутренней поверхности бомбы РУТ при исследованиях газоконденсатных систем на установках фазовых равновесий.

Глава 3. Изучение фазовых превращений пластовой системы АГКМ в условиях коллектора

3.1. Исследование работы скважин АГКМ с забойными давлениями ниже давления начала конденсации.

3.2. Влияние фазовых превращений пластовой системы на продуктивность скважин АГКМ.

3.3. Определение давления начала конденсации в условиях коллектора по результатам газоконденсатных исследований.

3.4. Исследования текущего фазового состояния пластовой системы АГКМ.

Глава 4. Исследование пластовой системы АГКМ методом математического моделирования фазового равновесия систем природных углеводородов.

4.1. Современное состояние методов математического моделирования фазового равновесия систем природных углеводородов.

4.2. Моделирование пластовой системы АГКМ.

4.3. Корректировка параметров фракций с учетом экспериментальных данных.

4.4. Сравнение результатов расчета фазового состояния пластовой системы АГКМ с экспериментальными данными.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Особенности фазовых переходов пластовой системы Астраханского газоконденсатного месторождения»

Актуальность проблемы.

Разработка газоконденсатных месторождений с высоким содержанием кислых компонентов сопровождается сложными фазовыми процессами как в пласте, так и в системе добычи, транспорта и подготовки, обусловленными специфическим составом пластовой смеси. Знание закономерностей фазовых переходов необходимо при прогнозировании динамики технологических показателей разработки, состава добываемой продукции и компонентоотдачи.

Дальнейшее изучение закономерностей фазовых переходов пластовой системы Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) с помощью методов математического моделирования, промысловых и лабораторных исследований является актуальной задачей. Не менее важно и совершенствование методики проведения экспериментальных исследований фазовых переходов пластовых газоконденсатных систем. Цель работы.

Изучение особенностей фазовых переходов пластовых газоконденсатных систем, содержащих в своем составе кислые компоненты. Основные задачи исследований.

1. Изучение влияния сероводорода на фазовые переходы пластовых газоконденсатных систем.

2. Изучение фазовых переходов пластовой газоконденсатной системы АГКМ в призабойной зоне пласта.

3. Изучение влияния состава пластового газа на величину давления начала конденсации углеводородов С5+.

4. Апробация математической модели фазовых равновесий природных углеводородов применительно к пластовой системе АГКМ.

Научная новизна заключается в установлении новых закономерностей фазовых переходов пластовых углеводородных систем с высоким содержанием кислых компонентов в условиях низкопроницаемых коллекторов и совершенствовании методов проведения экспериментальных исследований на установках фазовых равновесий.

Защищаемые положения.

1. Экспериментальное обоснование закономерностей влияния сероводорода на фазовые превращения углеводородов С5+: присутствие сероводорода повышает недонасыщенность пластовой газоконденсатной системы на начальных этапах разработки, однако снижает величину конечной конденсатоотдачи.

2. Аналитическое описание зависимости величины давления начала конденсации углеводородов С5+ от состава пластовой системы АГКМ (на основании результатов известных экспериментов с модельными системами).

3. Усовершенствование методики проведения экспериментальных исследований фазовых переходов углеводородных систем на установках фазовых равновесий, позволяющее повысить точность результатов экспериментов за счет учета смачиваемости внутренней поверхности бомбы PVT.

4. Результаты исследований влияния процесса конденсации углеводородов С5+ в призабойных зонах скважин на достоверность промысловых исследований газоконденсатной характеристики пластовой системы АГКМ.

Практическая ценность.

Полученные новые данные позволяют прогнозировать поведение пластовой системы АГКМ в ходе разработки месторождения и использовать результаты прогноза при выборе оптимального варианта разработки.

Результаты исследований нашли отражение в ряде научных отчетов, заказчиком которых является ОАО "ГАЗПРОМ".

Результаты исследований нашли отражение в ряде научных отчетов, заказчиком которых является ОАО "ГАЗПРОМ".

Апробация работы.

Основные положения работы доложены на:

- Второй всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России, Москва, 1997г.

- семинаре " Развитие научно-технического творчества молодежи по проблемам газовой промышленности и топливно-энергетического комплекса", Москва, 1998г.

- III научно-технической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России", Москва, 1999г.

- Третьей всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России, Москва, 1999г.

Публикации.

Основное содержание диссертационной работы изложено в 15 печатных работах.

-71. КРАТКИЙ ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

Изучению проблем разработки газоконденсатных месторождений посвещены работы Азимова Э.Х. [2], Басниева К.С. [4,51], Брусиловского А.И. [5,35,71], Бузинова С.Н. [7,8], Гриценко А.И. [14-17,38], Закирова С.Н. [31,43], Зотова Г.А. [16,30,51], Мирзаджанзаде [39,41], Намиота А.Ю. [45,46,47], Николаевского В.Н. [51], Островской Т.Д. [52,53,54], Перипеличенко В.Ф. [55,56], Тер-Саркисова Р.М. [13,40,57,66-69], Ширковского А.И. [75], Шмыгли П.Т. [76], Юшкина В.В. [11,73,74,77] и др.

Согласно этим исследованиям, фазовое состояние газоконденсатных систем в пластовых условиях определяются их сложным составом, включающем в себя многие десятки индивидуальных углеводородов с различными физико-химическими свойствами, а также термобарическими условиями пласта и зачастую свойствами коллектора.

В настоящее время основным инструментом изучения фазового состояния газоконденсатных систем являются установки фазовых равновесий. Большой объем экспериментальных исследований на данных установках был проведен для установления закономерностей протекания фазовых переходов газоконденсатных систем различного состава в широком диапазоне термобарических условий [3, 17, 18, 35, 52, 53, 54, 63, 64, 77].

С открытием в последнее время ряда газоконденсатных месторождений, содержащих в своем составе повышенную концентрацию неуглеводородных компонентов, становится актуальным изучение их влияния на фазовые переходы пластовых газоконденсатных систем. Особую ценность данные исследования представляют для АГКМ, отличающегося неоднородностью распределения содержания сероводорода (от 16 до 30%мольн.) и диоксида углерода (от 11 до 15%мольн.) в пластовой системе по площади месторождения. Знание закономерностей влияния данных компонентов на фазовые переходы пластовой системы имеет практическую ценность при разработке АГКМ.

Экспериментальными исследованиями на установках фазовых равновесий установлен ряд закономерностей протекания фазовых переходов в присутствии диоксида углерода и сероводорода. Так установлено, что с увеличением содержания сероводорода в газоконденсатной системе давление начала конденсации снижается. Было изучено влияние содержания указанных компонентов на давление начала конденсации и конденсатотдачу в широком диапазоне термобарических условий. В ходе данных исследований было установлено, что углекислый газ и сероводород при одинаковой направленности на снижение давления начала конденсации оказывают противоположное влияние на конденсатоотдачу.

Однако в связи со сложным характером влияния неуглеводородных компонентов на фазовые переходы газоконденсатных систем, содержащих в своем составе такие неуглеводородные компоненты, как сероводород и диоксид углерода, экспериментальные исследования закономерностей протекания данных процессов в настоящее время проведены не в полной мере и требуют продолжения.

Следует отметить, что при всех своих достоинствах, методы проведения экспериментальных исследований на установках фазовых равновесий имеют и ряд недостатков, которые оставляют простор для дальнейшего совершенствования методики проведения данных экспериментов.

Другим важным инструментом изучения фазовых переходов газоконденсатных систем в последнее время становится метод математического моделирования фазовых равновесий систем природных углеводородов. Большой объем исследований, посвященных вопросам математического моделирования фазовых процессов в углеводородных системах изложен в работах [10,19-21,48-50,61,65,72,78-86]. Преимущество данного метода изучения фазового состояния пластовых углеводородных систем заключается в возможности рассчитывать многие параметры газоконденсатных систем не прибегая к технически сложным и длительным экспериментам на установках фазовых равновесий. Другим преимуществом данного метода является возможность получения ряда важных физических свойств газоконденсатных систем. Помимо этого, данные методы являются основой для математического моделирования фильтрации газоконденсатных систем в условиях коллектора. Таким образом, применение методов математического моделирования фазовых равновесий систем природных углеводородов для изучения фазовых переходов пластовой системы АГКМ представляет большую практическую ценность.

Одной из основных целей изучения фазовых переходов газоконденсатных систем заключается в их применении к реальным пластовым условиям. В ряде работ [66,68,69] рассматриваются процессы накопления ретроградного конденсата в призабойных зонах скважин, что представляет большой интерес при разработке Астраханского месторождения.

Разработка газоконденсатных месторождений на режиме истощения пластовой энергии приводит к тому, что пространственная характеристика поля текущих пластовых давлений отличается наличием достаточно обширных областей пониженного давления, расположенных вокруг забоев эксплуатационных скважин.

Известно, что особенно значительное накопление ретроградного конденсата у забоя скважин наблюдается в залежах с низкопроницаемыми коллекторами, которые разрабатываются при значительных депрессиях на пласт.

Основные особенности фазового поведения и фильтрации углеводородов в призабойной зоне скважины связаны с накоплением в ней ретроградного конденсата и влияния этого процесса на ее продуктивность. Опыт разработки газоконденсатных месторождений, а также данные экспериментальных и теоретических исследований показывают, что накопление в призабойных зонах

- 10эксплуатационных скважин ретроградного конденсата является возможной причиной уменьшения их продуктивности.

Все большую роль в изучении процесса конденсации в пласте в последнее время приобретают методы математического моделирования фильтрации углеводородов в пористых средах. Непрерывное развитие методов математического моделирования и электронно-вычислительной техники позволяет эффективно решать задачи многокомпонентной фильтрации. Применение данных методов для АГКМ позволит изучить характер накопления конденсата в его пластовых условиях и возможно станет основным инструментом для разработки методов воздействия на фазовое состояние пластовой системы.

Как показали современные исследования, одним из свойств коллектора является его способность влиять на фазовое состояние системы. В 50-70 годы появилось значительное число работ [3,7,11,29,37-39,41-42,57,70], посвященных влиянию пористой среды на фазовые превращения. В связи с открытием и эксплуатацией глубокозалегающих газоконденсатных месторождений (Астраханское, Карачаганакское), приуроченных к низкопроницаемым коллекторам, эта проблема вновь приобрела актуальность и практическую значимость. На таких месторождениях газоконденсатная смесь и ультратонкопоровое пространство низкопроницаемых коллекторов представляют собой единую систему, поведение которой может отличаться от поведения пластовой смеси, находящейся в открытом объеме.

В результате проведенных экспериментов было установлено, что пористая среда сорбирует высокомолекулярные компоненты углеводородной смеси, тем самым влияя на фазовые переходы при пластовых давлениях, близких к начальному пластовому давлению.

-11

Краткий анализ литературных источников показал следующее:

1. Необходимы дальнейшие экспериментальные исследования влияния сероводорода на фазовые переходы газоконденсатных систем и на конденсатоотдачу пласта.

2. Необходимо совершенствование методики термодинамических исследований газоконденсатных систем на установках фазовых равновесий, как основного инструмента изучения фазового состояния пластовых углеводородных систем.

3. Представляет практическую ценность изучение фазовых переходов пластовой системы АГКМ с использованием методов математического моделирования фазовых равновесий систем природных углеводородов.

4. Необходимо дальнейшее изучение закономерностей фазовых переходов пластовой системы АГКМ в условиях коллектора.

5. Актуально изучение процесса накопления конденсата в пластовых условиях АГКМ путем применения методов математического моделирования двухфазной многокомпонентной фильтрации углеводородов в пористых средах.

- 12

2. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ СОСТАВА НА ФАЗОВЫЕ ПЕРЕХОДЫ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СИСТЕМЫ АГКМ

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Сайфеев, Камиль Талмасович

ВЫВОДЫ

1. Предложена 17-компонентная модель состава пластового газа АГКМ. Повышение точности описания свойств реальной пластовой системы достигнуто разбивкой группы С5+ на 10 фракций.

2. Для пластовой системы АГКМ проведена апробация метода математического моделирования фазовых равновесий систем природных углеводородов на основе уравнения состояния А.И.Брусиловского с применением предложенной 17-компонентной модели пластового газа. Сравнение результатов расчетов с экспериментальными данными свидетельствует об их достаточной для инженерных расчетов точности, что позволяет сделать вывод о применимости данной модели для пластовой системы АГКМ.

3. Использование вышеуказанного уравнения состояния позволило рассчитать ряд характеристик пластовой системы АГКМ, получение которых экспериментальным путем связано со значительными трудностями.

-89-ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Изучены составы и физические свойства фаз пластовой системы Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) при дифференциальной конденсации, имитирующей процесс эксплуатации месторождения на истощение. Проведена апробация методов математического моделирования фазовых равновесий систем природных углеводородов. Высокая сходимость результатов математического моделирования с результатами проведенных экспериментов позволяет использовать данный метод для расчета широкого спектра физических свойств пластовой системы АГКМ.

2. Установлено противоречивое влияние повышенных концентраций сероводорода на растворимость углеводородов С5+. Снижая давления начала конденсации газоконденсатных систем на начальных этапах разработки повышенная концентрация сероводорода в конечном итоге уменьшает степень извлечения конденсата из залежи. Наиболее существенно снижается извлечение алканов.

3. На основании статистической обработки результатов экспериментальных исследований получено аналитическое выражение для оценки давления начала конденсации пластового газа АГКМ в зависимости от состава, различного по площади залежи.

4. Усовершенствована методика проведения экспериментальных исследований на установках фазовых равновесий, что позволило повысить точность результатов экспериментов за счет учета смачиваемости внутренней поверхности бомбы РУТ.

5. На модели двухфазной многокомпонентной фильтрации углеводородов в пористых средах исследован характер накопления ретроградного

-91

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Сайфеев, Камиль Талмасович, 2000 год

1.Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта.-М.:Гостоптехиздат, 1962. - 572 с.

2. Азимов Э.Х. Теоретические основы и методы интерпритации результатов гидрогазодинамических исследований глубоких нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин: Дис. на соиск. учен, степени докт. техн. наук. -Баку, 1987.

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

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

5. Баталин О.Ю., Брусиловский А.И., Захаров М.Ю. Фазовые равновесия в системах природных углеводородов. М.: Недра, 1992. - 272 с.

6. Билалов Ф.Р. Методика установления оптимальных технологических режимов эксплуатации скважин Астраханского газоконденсатного месторождения на основе палеток. Астрахань, АстраханьНИПИгаз, 1990. -28с.

7. Бузинов С.Н., Николаев В.А., Тер-Саркисов P.M. 0 влиянии пористой среды на фазовые переходы газоконденсатных смесей. //Нефтепромысловое дело.-1974.-№ 1.- с.12-15

8. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: Недра, 1984. - 269 с.

9. Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. М.: Наука, 1972. - 720 с.

10. Гиббс Дж.В. Термодинамика. Статистическая механика. М.: Наука, 1982. -584 с.-9211. Великовский A.C., Козловцева З.И., Юшкин B.B- Влияние пористой среды на потери конденсата в пласте. //Газовая промышленность,-1971.- № 2.- с.5-8

11. Виноградов М.К., Шугаев А.П., Сайфеев К.Т. Влияние фазовых превращений на работу скважин Астраханского газоконденсатного месторождения. М.: ИРЦ Газпром, №7-8,1998. - с.36-40.

12. Гриценко А.И. Научные основы промысловой обработки углеводородного сырья. М.: Недра, 1977. - 293 с.

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

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

15. Гриценко А.И., Гриценко И.А., Юшкин В.В., Островская Т.Д. Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконденсатных систем. -М.: Недра, 1995. -431с.

16. Гуревич Г.Р., Карлинский Е.Д., Сепарация природного газа на газоконденсатных месторождениях. М.: Недра, 1982. - 197с.

17. Гуревич Г.Р., Сайфеев Т.А. Апробация модели пластовой смеси газоконденсатных месторождений. Известия ВУЗов, Нефть и газ №3, 1987.

18. Гуревич Г.Р. Вычисление критического давления и критической температуры многокомпонентных углеводородных смесей // Изв. ВУЗов: сер. Нефть и газ, 1984, № 7, с. 58- 62.

19. Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей. М.: Недра, 1984. - 264 с.-93

20. Гуревич Г.Р., Леонтьев И.А., Брусиловский А.И. Оценка компонентоотдачи месторождений со сложным составом газа // Газовая промышленность, 1979, № 4, с.34-36.

21. Гуревич Г.Р., Леонтьев И. А., Непомнящий Л .Я. Влияние неуглеводородных компонентов на величину давления начала конденсации // Газовая промышленность, 1982, № 9, с. 23-24.

22. Гуревич Г.Р., Соколов В.А., Шмыгля П.Т. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления. М.: Недра, 1976. -184с.

23. Движение газожидкостных смесей в трубах / Мамаев В.А., Одишария Г.Э., Клапчук О.В. и др. М.: Недра, 1978. - 270 с.

24. Движение углеводородных смесей в пористой среде / Николаевский В.Н., Бондарев Э.А., Миркин М.И., Степанова Г.С., Терза В.П. М.: Недра, 1968. - 192 с.

25. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата: Справочное руководство в 2-х томах. Том 1 / Под ред. Ю.П. Коротаева, Р.Д. Маргулова. -М.: Недра, 1984.-360 с.

26. Долгушин Н.В., Корчашкин Ю.М., Сагитова Д.З. Исследование природных газоконденсатных систем (методическое руководство). М.: ВНИИгаз, 1994, -257с.

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

28. Ильин А.Ф., Сайфеев Т.А., Виноградов М.К., Сайфеев К.Т. Влияние содержания сероводорода на извлечение компонентов пластовой смеси месторождений сложного состава Газовая промышленность, 1997. №11 с.31-32.

29. Лапшин В.И., Елфимов В.В., Сайфеев Т.А., Сайфеев К.Т. Методика и результаты газоконденсатных исследований скважин Астраханского ГКМ. // Сборник трудов Астраханского отделения РИАН, г. Астрахань., 1999.

30. Мамед-заде A.M., Раджбейли Н.М. О влиянии вещественного состава пористой среды на давление насыщении газожидкостной системы. //Азербайджанское нефтяное хозяйство.- 1970.- №10.- с.37-38

31. Маргулов Р.Д., Вяхирев Р.И., Леонтьев И.А., Гриценко. А.И. Разработка месторождений со сложным составом газа. М.: Недра, 1988.-264 с.

32. Методическое руководство по исследованию сорбционной способнооти пород-коллекторов газовых и газоконденсатных месторождений. /Под руководством А.Х. Мирзаджанзаде /, Баку: АзИННЕФТЕХИМ. им.М.Азизбекова, 1976.- с.21-25

33. Методические указания по гидравлическому расчету скважин при закачке сжиженных углеводородов в пласт и емкости хранения / Тер-Саркисов

34. Р.М., Клапчук О.В., Кулиев Т.К., Леонтьев И.А., Непомнящий Л.Я. и др. -М.: ВНИИгаз, 1983.-31 с.

35. Мирзаджанзаде А.Х., Нурмамедова З.А., Разамат М.С. и др. Влияние сорбционных процессов на величину запасов газа.// Геология нефти и газа.-1974.- №2.- с. 16-21

36. Мискевич В.Е. Влияние пористой среды на фазовые превращения газоконденсатных систем. Проблемы нефти и газа Тюмени, 1980, вып.47-с.47-51

37. Многомерная многокомпонентная фильтрация: Справочное пособие / Закиров С.Н., Сомов Б.Е., Гордон В.Я. и др. М.: Недра, 1988. - 335 с.

38. Муркес М.Н. Расчет фазовых равновесий при численном решении задач фильтрации многокомпонентных смесей в процессах разработки углеводородных залежей: Сб. научн. тр. Всесоюзн. нефтегаз. НИИ. М.: 1985, № 91, с.32 - 37.

39. Намиот А.Ю. Адсорбция компонентов газа на поверхности коллектора газовых залежей. Труды ВНИИ. Вып.60, Разработка нефтяных месторождений и гидродинамика пласта - М., 1974.- с.60-70

40. Намиот А.Ю. Влияние капиллярных сил на фазовые равновесия коллекторов нефтяных и газовых залежей. В кн.: Теория и практика добычи нефти, Ежегодник - М.: Недра, 1971.-е. 158-165

41. Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. М.: Недра, 1976. -183с.

42. Непомнящий Л.Я. Моделирование фазовых превращений пластовых смесей сложного состава с использованием уравнения состояния // Фазовые превращения углеводородных систем. М.: ВНИИгаз, 1992, с. 14-27.

43. Непомнящий Л.Я. Разбивка группы С5+ на фракции при использовании уравнения состояния для расчета фазового поведения пластовых смесей // Разработка газовых месторождений с АВПД. М.: ВНИИгаз, 1985, с. 58 -65.

44. Николаевский В.Н., Басниев К.С., Горбунов А.Т., Зотов Г.А. Механика насыщенных пористых сред. М.:Недра, 339с.

45. Островская Т.Д., Гриценко И.А. Исследование газоконденсатных смесей, содержащих С02 и N2 // Газовая промышленность, 1983, №8, с. 31-32.

46. Островская Т.Д., И.А.Гриценко И.А., Желтовский В.И. Особенности фазовых переходов пластовых углеводородных систем в присутствии сероводорода // Геология нефти и газа, 1996, №11,с.11-15.

47. Островская Т.Д., Юшкин В.В. Результаты исследования пластового флюида Карачаганакского месторождения // Теория и практика разработки газоконденсатных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. -М.: ВНИИгаз, 1987, с. 114 122.

48. Перипеличенко В.Ф., Билалов Ф.Р., Еникеев М.И.Разработка нефтегазоконденсатных месторождений прикаспийской впадины.1. М.-Недра, 1994. 364 с.

49. Перипеличенко В.Ф. Компонентоотдача нефтегазоконденсатных залежей. М.:Недра, 1990. 270с.

50. Пешкин М.А, Тер-Саркисов P.M., Славская М.Ю., Роль сорбцион-ных процессов в разработке газовых месторождений. //Газовая промышленность.- 1979.- №9.- с.32-34

51. Сайфеев Т.А., Виноградов М.К., Круглов Ю.Ю. Влияние сероводорода на фазовое поведение пластовой системы Астраханского ГКМ. // Газовая промышленность. М.: Недра, №5,1995.

52. Сейдж Б.Х. Термодинамика многокомпонентных систем. М.: Недра, 1969.-303 с.

53. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки / Гиматудинов Ш.К., Борисов Ю.П., Розенберг М.Д. и др. М.: Недра, 1983. - 463 с.

54. Степанова Г.С., Зайцев И.Ю., Бурмистров А.Г. Разработка сероводородсодержащих месторождений углеводородов. М.: Недра, 1986. - 163 с.

55. Степанова Г.С. Фазовые превращения углеводородных смесей газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1974. - 223 с.

56. Термодинамика равновесия жидкость пар / Морачевский А.Г., Смирнова H.A., Пиотровская Е.М. и др. - Л.: Химия, 1989. - 344 с.

57. Тер-Саркисов P.M. Повышение углеводородоотдачи пласта нефтегазоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1995.

58. Тер-Саркисов P.M., Николаев В.А., Сорбционные процессы и разработка газоконденсатной залежи: Обзорная информация. Вып.1. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИГазпром, 1984. - 40 с.

59. Требин Ф.А., Задора Г.И. Экспериментальное изучение влияния пористой среды на фазовые превращения газоконденсатных систем. Изв. ВУЗов: сер. Нефть и газ.- 1968,- №8.- с.37-41

60. Уэйлес С. Фазовые равновесия в химической технологии. В 2-х ч. М.: Мир, 1989. - 664 с.

61. Фазовое состояние пластового флюида Карачаганакского месторождения / Леонтьев И.А., Юшкин В.В., Островская Т.Д. и др. // Газовая промышленность, 1988, № 4, с. 24-25.

62. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1979. - 303 с.

63. Шмыгая П.Т. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений (теория и практика). М.: Недра, 1967. -260 с.

64. Edmister W.C. Compressibility factors and equations of state / Petroleum Refiner, 1958, v. 37, N4, p. 173-179.

65. Katz. D. and Firoozabadi A. Predicting Phase Behavior of Condensate/Grude-Oil Systems Using Metane Integration Coefficients. // J. Pet. Tech., Nov. 1978, p. 1649-1655.

66. Nemet L.K., Kennedy H.T. A correction of dewpoint pressure with fluid composition and pressure. Society of petroleum Engineers Journal, June, 1967.

67. Peng D.Y., Robinson D.B. A new two-constant equation of state // Ind. and Eng. Chem. Fundam., 1976, v. 15, N 1, p. 59-64.

68. Peng D.Y., Robinson D.B. Two and three phase equilibrium calculations for systems containing water // Canad. J. Chem. Eng. 1976, v. 54, p. 595 599.

69. Peng D.Y., Robinson D.B. Two- and three-phase equilibrium calculations for coal gasification and related proceses. Newmen S.A. (ed.). Termodynamics of aque ous systems with industrial applications ACS Symposiums Series, 1980, v. 133, p. 393-414.

70. Schmidt G., Wenzel H. A modified Van der Waals equation of state. Chem. Eng. Science, 1980, v.35, p. 1503 1512.

71. Whitson C.H. Characterising Hydrocarbon Plus Fractions // Sol. Petrol. Eng. J., 1983, v.23,N4,p. 683 -694.1. Табл. П. 1

72. Изменение параметров выпавшего конденсата при дифференциальной конденсации пластового газа АГКМ (Т=110°С)1. Дав- Выпавший конденсат п/п ление, Объем сырого Масса С5+ на Объем сырого Плотность Плотность Газосоде- Объемный

73. ОД од 0,4 0,1 0,0 0,0 0,0 0,1 0,8 0,8 2,7 5,4 8,8 12,9 16,3 18,1 17,8 15,7 99,3

74. ДБК9 С\ i—i 0,14 0,14 0,14 I—i о" 0,141 0,14 0,12 о Г\ о 0,09 0,08 0,06 0,05 по f\ о 0,03 0,03

75. ДБК8 00 1—1 0,22 0,22 0,22 0,22 0,22 0,22 <N о" 1—1 (N f\ О i—i <ч fN О 0,21 0,20 0,20 0,20 0,19 0,19

76. ДБК7 о ,0,26 0,26 0,26 1 0,26 0,26 0,26 0,26 0,25 0,25 0,25 0,25 0,24 0,24 0,24 0,24

77. ДБК6 ЧО 0,30 0,30 0,30 о СП о 0,30 0,30 0,30J 0,30 0,30 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29

78. ДБК5 »Г) 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,33 0,33 0,33 0,33

79. ДБК4 rí- 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 оо СП сТ 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,37 0,37 0,37

80. ДБКЗ en г-н 0,42 0,42 0,42 0,42 (Ч rf о" 0,42 СЧ rt о" 0,42 сч г}- л о 0,42 по i—i о" i—i rt о" ri- о г-Н о"

81. ДБК2 (Ч 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,45 0,45 0,45 г); о" 0,45 0,45

82. ДБК1 i—i \—i 0,51 0,51 0,51 0,51 0,51 i—i m г» о 0,51 »л о" 0,50 0,50 0,50 0,50 о о" 0,50 0,50

83. ГС5+ О г-Н оо i—i 00 i—i 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 оо со --i 1,08 о г-Н 1,07 <о г-Н о г-н 1,07

84. П"С4 о\ 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47 г-rf о 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47оо 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20

85. Пропан 00 о л Г-н 1,08 оо i—i 1,08 1,08 оо ■о г—1 1,08 оо 1,08 1,08 1,08 00 ©л Г-н 00 CD I-H 1,08 1,08

86. Этан чо 3,84 3,84 3,84 3,84 3,84 3,84 3,84 3,84 3,84 3,84 3,84 3,84 3,84 3,84 3,84

87. Давление, МПа СЧ о ЧО о m ■Г) rt- (N гГ 39,95 о\ СП 00 СП сн чо СП СП ríen СП СП (Ч СП т-Н СП