Разработка технико-технологических решений по совершенствованию процессов промыслового сбора газа сеноманской и туронской залежей (на примере Южно-Русского нефтегазоконденсатного месторождения) тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Касьяненко Андрей Александрович

• Касьяненко Андрей Александрович
• кандидат наук
• 2019

Оглавление диссертации кандидат наук Касьяненко Андрей Александрович

ВВЕДЕНИЕ

1 ОБЪЕКТЫ И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1 Анализ состояния разработки сеноманской и туронской залежей Южно-Русского месторождения

1.1.1 Краткая характеристика основных параметров систем разработки сеноманской и туронской залежей ЮжноРусского нефтегазового месторождения......................... ^

1.1.2 Анализ энергетического состояния сеноманской залежи

1.1.3 Анализ энергетического состояния туронской залежи

1.2 Проблемы совместно-раздельной эксплуатации продуктивных пластов с различным энергетическим потенциалом

1.3 Анализ промысловых технологий сокращения потерь природного газа

1.3.1 Основные источники технологических потерь природного газа

1.3.2 Существующие технологии сокращения потерь газа на предприятиях топливно-энергетического комплекса

России

Выводы к разделу

2 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НА ОСНОВЕ СТРУЙНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

2.1 Применение струйных технологий для эксплуатации скважин, дренирующих пласты с различным энергетическим состоянием

2.2 Базовые структурные схемы

2.2.1 Базовые схемы геометрической оптимизации струйных аппаратов

2.2.2 Базовые схемы топологической (конструкционной) оптимизации струйных аппаратов

2.2.3 Базовые схемы оптимизации струйных аппаратов по термобарическим параметрам

2.3 Определение геометрических параметров струйных аппаратов

2.3.1 Предварительные замечания

2.3.2 Пример расчета параметров струйных аппаратов

2.3.3 Принципиальная схема исследовательского стенда

2.4 Распознавание режима накопления жидкости на забое скважины

2.4.1 Постановка задачи распознавания

2.4.2 Алгоритм решения задачи распознавания

2.4.3 Пример применения алгоритма для диагностики

накопления жидкости на забое скважины

Выводы к разделу

3 РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТОКОВ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ В ПРОМЫСЛОВЫХ ГАЗОСБОРНЫХ СЕТЯХ

3.1 Назначение, структура и особенности газосборных сетей

3.2 Законы сохранения и уравнения течения газа в трубопроводах

3.3 Модели распределения потоков в газосборных сетях

3.4 Расчет потоков и распределения давлений в газосборной

сети

3.5 Распределение суммарного отбора газа по кустам газовых

скважин

3.6 Пример расчета давлений и распределения по скважинам

Выводы к разделу

4 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ СОКРАЩЕНИЯ ПОТЕРЬ ГАЗА В СИСТЕМЕ ВНУТРИПРОМЫСЛОВОГО СБОРА

4.1 Предлагаемые технико-технологические решения по сокращению потерь природного газа и утилизации газа при эксплуатации газоперекачивающих агрегатов дожимных компрессорных станций

4.2 Промысловые исследования и разработка технологии утилизации утечек газа

4.2.1 Задачи и этапы промысловых исследований

4.2.2 Расчет основных параметров технологии утилизации утечек природного газа при эксплуатации компрессорных станций

4.3 Апробация разработанной технологии с практическим применением на ДКС Крайнего Севера

4.4 Анализ предлагаемых технических решений по

обеспечению промышленной и экологической

безопасности на опасных производственных

объектах

Выводы к разделу

5 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА

ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРЕДЛАГАЕМЫХ ТЕХНИКО-

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ НА

КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЯХ

5.1 Инвестиционные составляющие при внедрении инновационной технологии в производство с готовой

инфраструктурой

5.2 Расчет инвестиций в форме капитальных вложений на разработку инновационной технологии

5.2.1 Исходные соотношения и данные

5.2.2 Расчет амортизации и налога на имущество

5.2.3 Оценка операционных затрат и дохода

5.3 Технико-экономическая оценка эффективности внедрения технологии

5.4 Анализ результатов расчета технико-экономической эффективности технологии утилизации утечек природного

газа при эксплуатации дожимных компрессорных станций

Выводы к разделу

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ

ЮРНГКМ - Южно-Русское нефтегазоконденсатное месторождение;

ГСС - газосборная сеть;

ОПР - опытно-промышленная разработка;

ГРП - гидроразрыв пласта;

ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства;

ГВК - газоводяной контакт;

КВД - кривая восстановления давления;

ГДИ - газодинамические исследования;

УКПГ - установка комплексной подготовки газа;

ГКС - головная компрессорная станция;

МГ - магистральный газопровод;

ГПА - газоперекачивающий агрегат;

ДКС - дожимная компрессорная станция;

ТЭК - топливно-энергетический комплекс;

КС - компрессорная станция;

МКС - мобильная компрессорная станция;

МГЭИК - Межправительственная Группа Экспертов по Изменению Климата; СРВПГ - система регулирования выбросов парниковых газов; ПИД-регулятор - Пропорционально-интегрально-дифференциальный регулятор;

САУ - система автоматизированного управления; КПД - коэффициент полезного действия; СГУ - сухие газодинамические уплотнения; КГС - куст газовых скважин; ГСК - газосборный коллектор;

ППЮМ - производственная площадка юга месторождения; КИП - контрольно-измерительная панель;

ГДУ - газодинамические уплотнения;

УПТПГ - Установка подготовки топливного и пускового газа;

ТЭГ - триэтиленгликоль;

ГТУ - газотурбинная установка;

КИПиА - контрольно-измерительные приборы и автоматика;

КБВ - компрессор барьерного воздуха;

PV - накопленный поток денежной наличности;

NPV - накопленный дисконтированный поток денежной наличности;

IRR - внутренняя норма рентабельности;

РР - срок окупаемости инвестиций;

DPP - дисконтированный срок окупаемости инвестиций;

PI - индекс доходности инвестиций;

B/C - индекс доходности затрат;

ИЭ - индекс эффективности;

НДС - налог на добавленную стоимость;

МТР - материально-технические ресурсы;

ОС - остаточная стоимость.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка технико-технологических решений по совершенствованию процессов промыслового сбора газа сеноманской и туронской залежей (на примере Южно-Русского нефтегазоконденсатного месторождения)»

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время доля газодобывающей промышленности в валовом национальном продукте составляет 10%. Газодобывающая отрасль относится к основополагающим элементам российской экономики, от эффективной работы которой в значительной степени зависит устойчивое развитие всего промышленного комплекса страны.

Следует отметить, что минерально-сырьевая база по природному газу характеризуется сокращением находящихся в промышленной разработке запасов, приуроченных к продуктивным пластам, обладающим высокими фильтрационно-емкостными характеристиками. В то же время подготовленные к освоению месторождения углеводородов отличаются сложностью природно-климатических и геологических условий и удаленностью от центров газодобычи с готовой инфраструктурой. В связи с этим обеспечение энергетической безопасности Российской Федерации и создание условий для надежного обеспечения внутреннего и внешнего рынков углеводородным сырьем требуют высокой энергоэффективности и экономии топливно-энергетических ресурсов, что относится к основным задачам ПАО «Газпром».

Стремление ПАО «Газпром» оставаться в лидерах не только российской, но и мировой экономики вызывает необходимость непрерывного совершенствования производства, рационального использования пластовой энергии, сокращения потерь добываемого газа при его промысловой подготовке, что требует поиска новых технологических решений, обеспечивающих повышение эффективности производства при одновременном снижении техногенной нагрузки на окружающую среду. Все это в значительной мере касается газодобывающих дочерних предприятий и компаний с доминирующей долей участия ПАО «Газпром», к которым, в частности, относится ОАО «Севернефтегазпром», ведущее разработку Южно-Русского нефтегазоконденсатного месторождения (ЮРНГКМ).

Как и большинство крупных месторождений углеводородов ЮРНГКМ состоит из нескольких залежей, среди которых выделяются сеноманские и туронские отложения. Очевидно, что эффективная разработка как сеноманских, так и туронских газонасыщенных пластов требует комплексного (совместного, согласованного) подхода к освоению запасов газа этих залежей. При этом необходимо учесть не только различие в их фильтрационно-емкостных свойствах (ФЕС), но и их отличие в энергетическом состоянии, возникшее в силу различных моментов ввода залежей в разработку. Если сеноманские пласты имеют к настоящему моменту 10-летний период эксплуатации, то опытно-промышленная разработка туронских отложений началась с декабря 2011 г. В связи с этим система обустройства ЮРНГМ ориентирована в основном на возможности сеноманской залежи и в меньшей степени учитывает особенности туронских отложений. Следует также отметить различие в фильтрационно-емкостных свойствах (ФЕС) сеноманских и туронских отложений. Если сеноманские залежи обладают достаточно высокими значениями ФЕС, то природный газ туронских залежей, напротив, относится к трудноизвлекаемым запасам, которые по лицензионным участкам ПАО «Газпром» составляют около 5 трлн.куб.м., что очевидно делает задачу эффективного извлечения туронского газа крайне значимой для стабильного развития российской газодобывающей отрасли.

Таким образом, для успешной реализации комплексной стратегии освоения запасов сеноманской и туронской залежей требуется преодоления ряда проблем технико-технологического и технико-экономического характера. Подобные проблемы относятся к разряду типичных при комплексной разработке и эксплуатации большинства многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений. В настоящей диссертации исследуются некоторые аспекты решения таких проблем, связанные со снижением потерь пластовой энергии и технологических потерь газа при эксплуатации дожимных компрессорных станций (ДКС) в процессе его промысловой подготовки.

В рамках программы по реконструкции и модернизации существующих мощностей продолжается оснащение газоперекачивающих агрегатов сухими газодинамическими уплотнениями (СГУ) для обеспечения промышленной и экологической безопасности, а также получения наиболее рентабельного производства. Порядка 35% всех агрегатов на ДКС в газотранспортных и газодобывающих предприятиях ПАО «Газпром» оснащены СГУ. Однако при этом не учитывается важный аспект постоянного негативного воздействия промысловых потерь газа при эксплуатации агрегатов с проектной и весьма распространенной системой уплотнений. Следует также отметить, что в создании технологий сокращения промысловых потерь природного газа отечественные компании существенно отстают от зарубежных предприятий. Сокращение промысловых потерь газа и их утилизация являются значительным резервом в обеспечении энергоэффективности газодобывающих предприятий.

Очевидно, что реализация указанных направлений в решении отмеченных проблем способствует повышению энергоэффективности и экономии топливно-энергетических ресурсов, что предопределяет актуальный характер настоящих диссертационных исследований, конечной целью которых является повышение эффективности комплексной разработки сеноманской и туронской залежей газовых месторождений за счет рационального использования пластовой энергии и сокращения промысловых потерь газа.

Для достижения поставленной цели предлагается решение следующих основных задач:

• разработать структурные схемы управления эксплуатацией скважин с применением струйных технологий при комплексном освоении сеноманской и туронской залежей, использующие большие запасы пластовой энергии туронских отложений;

• разработать процедуру распознавания режимов эксплуатации газовых скважин с накоплением жидкости на забое с целью своевременного принятия мер, снижающих риск самозадавливания скважин;

• разработать алгоритмы распределения газа по внутрипромысловой системе газосбора, учитывающую различие в технологических режимах эксплуатации сеноманских и туронских скважин, и направленную на снижение потерь пластовой энергии при сборе скважинной продукции, состоящей из газа сеноманских и туронских пластов;

• исследовать и разработать способ сокращения потерь природного газа при эксплуатации газоперекачивающих агрегатов (ГПА) дожимных компрессорных станций (ДКС) с утилизацией низконапорного газа при его промысловой подготовке;

• выполнить технико-экономическое обоснование разработанных технико-технологических решений по сокращению промысловых потерь природного газа при эксплуатации ГПА.

Теоретическим фундаментом технико-технологических решений приведенных задач, явились исследования таких российских и зарубежных специалистов, как Г. Н. Абрамович, К.И. Генкин, Н. М. Зингер, В.Н. Ивановский, Д. Ли, С.И. Мартыненко, Г. Никенс, Г.И. Облеков, Б.П. Поршаков, О.Ю. Першин, Ю.А. Сазонов, С.А. Сарданашвили, В.В.Седов, С.Н. Синицин, Е. Я. Соколов, М.Г. Сухарев, М. Уэллс, С.В. Фалалеев, И.Н. Царев, В.К. Юн.

Указанный выше список задач представляет собой набор технико-технологических решений, направленных на комплексное освоение запасов газа сеноманских и туронских залежей.

Сформулированные выше цель и задачи исследования полностью соответствуют формуле специальности 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», согласно которой изучению подлежат вопросы, касающиеся, в частности, «управления 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».

Приведенный перечень задач определяет объект исследования в виде технологической «цепочки»: устье скважин - внутрипромысловые газосборные сети - дожимные компрессорные станции. Такая технологическая цепочка включает основные объекты, упоминаемые в пункте 4 паспорта специальности 25.00.17 (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).

Научная значимость приведенных положений, которые также можно рассматривать в качестве основных результатов работы определяются следующим:

• в отличие от существующих вариантов применения струйных технологий при эксплуатации газовых скважин, разработанные структурные схемы управления струйными аппаратами позволяют оперативно изменять их параметры при изменении притока газа к скважине и технологических параметров;

• разработанная процедура распознавания режима накопления жидкости в газовой скважине, основанная на последовательном анализе измерений не требует заранее задавать необходимое количество измерений и не накладывает ограничений на вид измеряемого параметра, изменение которого может служить симптомом накопления жидкости в скважине;

• предлагаемые алгоритмы распределения потоков в ГСС, представляя собой комбинацию многосеточной вычислительной технологии и метода простой итерации, обеспечивают требуемую точность и быструю сходимость;

• в отличие от известных технологий сокращения потерь газа при эксплуатации ГПА, предлагаемые технико-технологические решения основаны на увеличении давления утечки газа после первой ступени сухих газодинамических уплотнений до 0,25 МПа для возможности его утилизации на

собственные нужды производства.

Практическая значимость полученных в диссертации результатов заключается в следующем:

• управление параметрами струйных аппаратов, обеспечивая их наиболее эффективное применение в условиях истощения пластовой энергии, в конечном итоге, ведет к замедлению темпов падения добычи газа и продлению срока рентабельной эксплуатации скважин;

• применение предлагаемой процедуры последовательного распознавания позволяет снизить затраты на процесс измерений и использование технологий удаления жидкости из скважин за счет своевременного определения момента начала накопления жидкости в стволе скважины;

• решение поставленных задач распределения потоков в ГСС разработанными алгоритмами позволяет подобрать режимы эксплуатации ГСС, обеспечивающие снижение потерь пластовой энергии;

• технико-технологические решения по сокращению потерь природного газа при эксплуатации ГПА ДКС позволяют стабилизировать давление газа и повысить надежность работы сухих газодинамических уплотнений (СГУ) и в целом ГПА, исключить негативное влияние выбросов парникового газа на промышленную и экологическую безопасность, увеличить межремонтный период работы сухих газодинамических уплотнений с сокращением эксплуатационных расходов в процессе добычи газа;

• выполненные расчеты технико-экономического обоснования разработанных технологий сокращения и утилизации утечек газа при эксплуатации промысловых компрессорных станций подтвердили их эффективность и рентабельность;

внедренный и апробированный комплекс технико-технологических решений на газовом промысле ЮРНГКМ доказал на практике свою рентабельность и эффективность для возможности применения на предприятиях топливно-

энергетического комплекса, с целью совершенствования конструктивных решений по ГПА и уровня промышленной и экологической безопасности производства. Таким образом, на защиту выносятся следующие положения и результаты:

1) базовые схемы оптимизации технологических параметров струйных аппаратов при их использовании для управления работой скважин при совместной эксплуатации сеноманской и туронской залежей, основанные на использовании пластовой энергии туронских отложений для поддержания уровней добычи газа сеноманских отложений;

2) постановка и алгоритмы решения задачи распознавания режимов эксплуатации газовых скважин с накопление жидкости на забое, основанные на построении доверительных интервалов для параметров, характеризующих симптомы накопления жидкости на забое;

3) алгоритмы распределения газа по внутрипромысловой системе газосбора, направленные на рациональное использование пластовой энергии;

4) технико-технологические решения по сокращению и утилизации потерь газа при эксплуатации дожимных компрессорных станций, снабженных газоперекачивающими агрегатами с сухими газодинамическими уплотнениями;

5) технико-экономическое обоснование применения технологий сокращения и утилизации потерь газа при эксплуатации дожимных компрессорных станций на ЮРНГКМ.

Указанные защищаемые положения и основные результаты настоящего диссертационного исследования представлены также в научных трудах автора [5, 8, 35-47, 57-63, 87, 91, 97].

Автор выражает глубокую признательность за поддержку идей, научную и консультационную помощь д.т.н, проф. Ермолаеву А.И.

1 ОБЪЕКТ И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1 Анализ состояния разработки сеноманской и туронской залежей

Южно-Русского месторождения

1.1.1 Краткая характеристика основных параметров систем

разработки сеноманской и туронской залежей Южно-Русского

нефтегазоконденсатного месторождения

С учетом целей и задач данного диссертационного исследования проанализируем состояние разработки сеноманской и туронской залежей Южно-Русского нефтегазоконденсатного месторождения (ЮРНГКМ), как объектов добычи газа, интересных с точки зрения применения предлагаемых в настоящей диссертации технико-технологических решений, уделяя основное внимание их энергетическому состоянию.

Промышленная разработка сеноманской газовой залежи началась с октября 2007 г. на основании «Проекта разработки сеноманской (ПК1) и сенонских (Т1, Т2) залежей Южно-Русского нефтегазового месторождения», выполненного проектным институтом ООО «ТюменНИИгипрогаз». Данным документом предусматривалась совместная эксплуатация сеноманской и туронской залежей с использованием единой газосборной сети (ГСС) со следующими технологическими показателями:

- годовой отбор природного газа в период постоянных отборов - 25 млрд. м3;

- период постоянных отборов из сеноманской залежи - 15 лет (до 2024 г. включительно);

- срок эксплуатации сеноманской залежи - 39 лет (до 2045 г. включительно);

- накопленный отбор газа из сеноманской залежи к концу 2045 г. -604,48 млрд. м3;

- фонд добывающих сеноманских скважин - 142 ед.;

- количество кустов сеноманских скважин - 41 (по три-четыре наклоно-направленные скважины в кусте);

- фонд наблюдательных скважин - 15 ед.;

- максимальная депрессия за период разработки - 0,4 МПа.

С целью компенсации высвобождающихся объемов сеноманского газа и поддержания «полки» на проектном уровне добычи в 25 млрд. м3, стратегией разработки Южно-Русского месторождения предусмотрен ввод скважин туронской газовой залежи.

В 2007 г. специалистами ООО «ТюменНИИгипрогаз» выполнен «Проект опытно-промышленной разработки туронских газовых залежей Южно-Русского нефтегазового месторождения», в соответствии с которым туронская залежь выделена в отдельный объект разработки с самостоятельной сеткой скважин, системой сбора газа. На период опытно-промышленной разработки (ОПР) принят вариант, включающий в себя бурение и эксплуатацию трех экспериментальных скважин №№174, 184, 1902. Для реализации на период промышленной эксплуатации туронской залежи принят вариант, характеризующийся следующими показателями:

- срок разработки туронской залежи - 59 лет;

- максимальный уровень годового отбора газа туронской залежи 9 млрд. м3;

- накопленный отбор газа туронской залежи за рассмотренный период - 239,36 млрд. м3;

- фонд добывающих туронских скважин - 186 ед.;

- максимальный дебит скважин туронской залежи после полного

-5

ввода фонда - 115,1 тыс. м /сут;

- максимальная депрессия за период разработки - 3,36 МПа.

Накопленная информация по результатам выполнения исследований

экспериментальных двухзабойной скважины № 174, пробуренной в 2011 г. и запущенной в эксплуатацию в декабре 2011 г., скважины № 184 с восходящим

профилем, пробуренной в 2014 г. и запущенной в эксплуатацию в декабре 2014 г., и скважины № 1902 с многостадийным ГРП, пробуренной в 2016 г. и запущенной в эксплуатацию в декабре 2016 г., а также результаты эксплуатации данных скважины служат основой для уточнения показателей работы скважин на период ОПР туронской залежи.

1.1.2 Анализ энергетического состояния сеноманской залежи

Одним из важнейших параметров, характеризующих возможности продуктивного пласта по добыче, является величина предельной депрессии. Для месторождений Надым-Пур-Тазовского региона величина предельно допустимой депрессии была определена в ходе анализа результатов специальных газодинамических исследований по разрушению призабойной зоны, проведенных в различные периоды разработки на Медвежьем, Уренгойском, Вынгапуровском и других месторождениях.

Анализ режимов эксплуатации скважин показал, что в течение 2010-2016 гг. отмечено превышение предельной депрессии на 17 скважинах, которое наблюдается в период первого полугодия каждого года. Однако по 12 скважинам превышение наблюдается на протяжении всего рассматриваемого периода. По всем скважинам выделенного ряда в период 2010-2016 гг. выполнены рекомендованные ранее исследования на различных режимах (не менее трех) с определением объемов воды и механических примесей с использованием установки «Надым-2М».

Следует отметить, что указанные 12 скважин расположены в южной части сеноманской залежи Южно-Русского месторождения, которая характеризуется низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), поэтому скважины работают с превышением депрессии. Более того, по результатам выполненного анализа режимов работы указанных скважин, увеличение депрессии не ведет к значительному увеличению дебитов. Ввиду

этого, рекомендуется компенсировать отбор из рассматриваемых скважин отбором из остальных скважин этих кустов или уменьшить нагрузку на данную часть залежи в целом.

Необходимо также отметить, что за рассмотренный период (2010-2016 гг.) количество скважин, по которым депрессия превышает предельное значение, в среднем остается неизменным. Но в дальнейшем, при увеличении отборов (в период пиковых нагрузок) их количество может значительно возрасти, что может привести к значительному увеличению депрессионной воронки. Длительная работа скважин на таких режимах увеличивает риск преждевременного обводнения скважин и вывода их из эксплуатации. На данный момент в выделенных скважинах средняя высота подъема газоводяного контакта (ГВК) составляет 8,3 м, а по всей залежи в целом -4,5 м.

Таким образом, существующий режим работы залежи осложняется высокой скоростью подъема ГВК, что требует реализации технико-технологических решений, противостоящих преждевременному обводнению скважин.

К концу 2007 г. пластовое давление составило 9,12 МПа. Ниже приведены некоторые данные об изменении пластового давления в эксплуатационном поле за период 01.10.2007-31.12.2016гг. Снижение пластового давления по годам: 2008 - 0,34 МПа; 2009 - 0,28 МПа; 2010 - 0,37 МПа; 2011 - 0,43 МПа; 2012 - 0,35 МПа; 2013 - 0,42 МПа; 2014 - 0,40 МПа; 2015 - 0,42 МПа; 2016 - 0,42 МПа, итого 3,43 МПа. К концу 2016 г. пластовое давление составило 5,69 МПа.

Темп снижения пластового давления с увеличением накопленной добычи газа по годам соответствует проектному изменению. В эксплуатационной зоне пластовое давление изменяется от 5,32 до 6,43 МПа. Среднее пластовое давление в районе эксплуатационных скважин снизилось относительно начального на 38,39 % и составило 5,69 МПа, при накопленном отборе газа

215,55 млрд. м или 32,41 % от начальных запасов. На рисунке 1.1 приведены зависимости, характеризующие темпы падения пластового, забойного и устьевого давления сеноманской скважины 171.

Скважина №171

9.00

& * £ 5 I I I I я • I 8 8 ! 4 г ! ; I | ! в I ? & ; I ! г з I I Я I I ! 5 ■ ■ | 8 £ I | Я 1 | ° * ; ■ з ( I I | г 4

-•-Пластовое давление Устьевое дарение -«-Забойное давление -»-Депрессия я Пластовое давление при КЙД

Рисунок 1.1 - Падение пластового давления в районе скв. № 171 сеноманской залежи за период эксплуатации скв. №174

Темпы снижения пластового давления по северо-центральной, центральной и южной зонам сопоставимы между собой. Северная зона характеризуется более высокими пластовыми давлениями, что обусловлено величиной потерь давления в газосборной сети и низкими коллекторскими свойствами. В 2016 году разница между темпами падения пластового давления во всех зонах составила 0,56 МПа, при этом темп падения пластового давления в южно-центральной зоне выше, чем в остальных зонах залежи.

Текущее значение пластового давления в эксплуатационном поле каждой зоны представлено ниже. Величина снижения рассчитана от начального пластового давления на дату ввода в эксплуатацию скважин соответствующей зоны и составляет:

- для I зоны - 6,03 МПа (снизилось на 3,02 МПа) - Северная зона;

- для II зоны - 5,68 МПа (снизилось на 3,42 МПа) - Северо-Центральная

зона;

- для III зоны - 5,61 МПа (снизилось на 3,54 МПа) - Центральная зона;

- для IV зоны - 5,47 МПа (снизилось на 3,53 МПа) - Южно-Центральная

зона;

- для V зоны - 5,72 МПа (снизилось на 3,29 МПа) - Южная зона.

Из анализа энергетического состояния сеноманской залежи сопоставление текущих пластовых давлений в эксплуатационном поле и периферийных участках, в которых размещены одиночные наблюдательные скважины, следует, что в центральной зоне и прилегающих регионах наблюдается равномерное распределение давлений от эксплуатационной зоны к периферийной части залежи (наблюдательные скважины). При этом южная часть залежи в большей степени вовлечена в разработку по сравнению с северной. Их энергетический потенциал на 31.12.2016 оценивается равным 5,47 МПа и 6,03 МПа, соответственно (среднее по залежи в целом равняется 5,69 МПа). Стоит отметить, что наблюдается смещение центра депрессионной воронки из центральной части залежи в южно-центральную и южную части. Одной из возможных причин данного изменения распределения пластового давления может являться недостаточно контролируемое перераспределение отборов газа из эксплуатационных скважин во время пиковых нагрузок (осенне-зимний период года).

В целом депрессионная воронка в эксплуатационной зоне соответствует контуру залежи без наличия существенных локальных снижений, и достигает величины 3,05 МПа.

Анализ сопоставления основных проектных и фактических технологических показателей разработки месторождения свидетельствует о выполнении проектных решений по всем основным показателям: фонд действующих скважин, накопленная добыча, средний дебит скважин, депрессия

в зоне отбора, среднее устьевое давление, пластовое давление в эксплуатационном поле, коэффициент эксплуатации скважин.

1.1.3 Анализ энергетического состояния туронской залежи

В период ОПР, начиная с декабря 2011 г., пластовое давление по туронской залежи замерялось в наблюдательных скважинах № 40-ПО и № 41-ПО, № 170 и в эксплуатационных скважинах №№ 174 и 184.

Динамика пластового давления в районе скважины № 174 оценивается по данным КВД и глубинных замеров, для чего на скважине в соответствии с рекомендациями проектного документа 1 раз в год проводятся замеры пластового давления. По данным последней записи КВД (сентябрь 2016 г.) пластовое давление в скважине № 174 оценивается в основном стволе - 9,02 МПа, в боковом стволе - 9,26 МПа. Отмечается замедление снижения пластового давления в эксплуатационной зоне скважины относительно проектного на 7,8 % (0,66 МПа).

На рисунке 1.2 представлены данные, характеризующие падение пластового давления в районе скважины № 174 за период с декабря 2011 г. по декабрь 2016 г. За указанный период пластовое давление снизилось по основному стволу примерно на 0,51 МПа, по боковому - на 0,74 МПа (в среднем на 0,63 МПа).

В целом результаты ГДИ подтверждают вывод о том, что туронская залежь (пласт Т1-2), в данном районе, обладает низкими коллекторскими свойствами. При этом условно выделенный пропласток Т1 (кровельная часть пласта) обладает значительно лучшими ФЕС, относительно условно выделенного пропластка Т2 (подошвенная часть пласта).

Пластовое давление в районе скважины № 184 на 31.12.2016 составляет 8,81 МПа (Рисунок 1.3). Темп падения пластового давления с момента запуска скважины в эксплуатацию с учетом исследований в 2016 г. составляет 0,38

МПа/год. Темп падения пластового давления за период 2015-2016 гг. составляет 0,18 МПа.

Рисунок 1.2 - Падение пластового давления в районе скважины № 174 с момента запуска скважины в эксплуатацию

|/> V) V) К) V) V) V) Ю V) V) « Ф 'О Ф •£> Ф « Ф •£• <0

яяяяяяяяяяяяяяяяяяяяяяяяя

• Де бит газ а • Дебит газа'Депр ессия

• Забойное дагление Депрессия

О Пласто»ое давление • Забойное дагление при КВД

Тренд гшастоюго дагленил (2014-2016)

Рисунок 1.3 - Падение пластового давления в районе скважины № 184 с момента запуска скважины в эксплуатацию

С момента запуска скважины № 174 в эксплуатацию фактическое пластовое давление превышает проектное. В 2014 г. уровень проектного пластового давления по проекту увеличился на 0,08 МПа по сравнению с предыдущим годом за счет осреднения пластового давления в эксплуатационной зоне уже двух проектных скважин - двухзабойной скважины №174 и скважины с восходящим профилем № 184. Это также отражается в динамике фактических значений давления. В декабре 2016 г. в эксплуатацию ввелась скважина № 1902, что отмечается увеличением среднего пластового давления на фактической кривой.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Касьяненко Андрей Александрович, 2019 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Абрамович Г. Н. Прикладная газовая динамика. - М.: Наука, 1976. - 824

с.

2. Абрамович Г. Н. Турбулентное смешение газовых струй. - М.: Наука, 1974. - 204 с.

3. Алиев З. С., Бондаренко В. В. Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений. - Печора: Время, 2013. -894 с.

4. Алиев Р.А., Белоусов В.Д., Немудров А.Г., Юфин В.А., Яковлев Е.И. Трубопроводный транспорт нефти и газа. - М.: Недра. 1988. - 368 с.

5. Арехов В.В., Ермолаев А.И., Касьяненко А.А. Диагностика состояния технических средств добычи и промысловой подготовки газа на основе последовательных измерений их эксплуатационных характеристик// Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности - № 5, 2016. - с. 44-47.

6. Аршинов М.С., Лапердин А.Н., Якимов И.Е. Оптимизация места заложения площадки УКПГ // НТС. Приложение к журналу «Наука и техника в газовой промышленности». Сер.: Газификация. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004, № 1. - 11-13 с.

7. Ахметзянов А.В., Григорьев Л.И., Спиридонов С.В. Структурные модели стационарных процессов в нелинейных сетях // Информационные технологи и вычислительные системы. 2007. № 3. С. 37-48.

8. Балабанов А. В., Касьяненко А. А. Струйные технологии для разработки многопластовых газовых месторождений//№йе§аг.Ки № 10, 2017. -с. 88-93.

9. Басниев К. С., Жиров В. В. Применение газовых эжекторов в непромысловых газопроводах в период падающей добычи. - Труды МИНХ и

ГП им. И.М. Губкина «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений», выпуск 116, 1976.

10. Белоусов А.И., Зрелов В.А. Конструкция и проектирование уплотнений вращающихся валов турбомашин двигателей летательных аппаратов. Учебное пособие. - Куйбышев: КуАИ 1989. 104 с.

11. Блох Х. Компрессоры. Современное применение. - ЗАО «РИЦ «Техносфера» 2011. 68-81 с.

12. Васильев Ю. Н., Гладков Е. П. Экспериментальное исследование вакуумного водовоздушного эжектора с многоствольным соплом. Лопаточные машины и струйные аппараты. - М.: Машиностроение. 1971. Вып. 5. - с. 262306.

13. Вентцель Е.С. Теория вероятностей. - М.: Высшая школа, 1998.- 576 с.

14. Внутрикорпоративные правила оценки эффективности НИОКР СТО Газпром РД 1.12-096-2004.

15. ВРД 39-1.8-055-2002 Система нормативных документов в газовой промышленности ведомственный руководящий документ типовые технические требования на проектирование КС, ДКС И КС ПХГ. ОАО «Газпром». Дочернее открытое акционерное общество «Гипроспецгаз» (ДОАО «Гипроспецгаз»). -М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002.

16. Гаррис Н.А. Ресурсосберегающие технологии при магистральном транспорте газа. - СПб.: ООО «Недра», 2009. - 333-349 с.

17. Геолого-промысловые аспекты разработки сеноманских газовых, залежей Западной Сибири / Дюкалов С.В., Кирсанов А.Н., Маслов В.Н. //Обз.информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: - М.: ВНИИЭгазпром, 1986, - вып.2. - 39 с.

18. ГОСТ 18322-78. Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения.

19. ГОСТ 2.102 ЕСКД. Виды и комплектность конструкторских документов.

20. ГОСТ 7.32-2001. Отчет о научно-исследовательской работе. Структура и правила оформления.

21. ГОСТ 24297-87. Входной контроль продукции.

22. ГОСТ 2.102 ЕСКД. Виды и комплектность конструкторских документов.

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

24. Грязнова И.В. Повышение степени извлечения природного газа в период падающей добычи с применением эжекторных технологий. -Диссертация на соискание ученой степени к.т.н. - М.: 2011. - 136 с.

25. Демидович Б.П., Марон И.А. Основы вычислительной математики. -М.: Наука. 1966. 664 с.

26. ДСТУ 2826-94. Станции компрессорные стационарные. Правила эксплуатации и ремонта.

27. Ермилов О. М., Ремизов В. В., Ширковский А. И., Чугунов Л. С. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. - М.: Наука, 1996. - 541 с.

28. Зинченко А.В. Международная методика инвентаризации выбросов парниковых газов. - СПб.: НПК Атмосфера, 2003 г. 99 с.;

29. Ивановский И.И., Куликова И.С., Мерициди И.А. Оборудование для сбора и подготовки газа на промыслах. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2014. - 421 с.

30. Идельсон А.М. Моделирование как метод исследования и доводки серийных авиационных ГТД//Проектирование и доводка авиационных газотурбинных двигателей: Сб. научн. тр. - Куйбышев: КуАИ, 1985.

31. Инструкция по расчету и применению газовых эжекторов. - М. : ГОСИНТИ, 1958. - 55с.

32. Инструкция по эксплуатации эжекторов. - М.: ВНИИГАЗ, 1982.

33. Инструкция о требованиях в области охраны окружающей среды и контроле за их выполнением при производстве работ подрядными

организациями на объектах ОАО «Севернефтегазпром».

34. ИУС газопромысловых объектов: современное состояние и перспективы развития. - М.: ООО «Издательский дом Недра», 2014. - 462 с.

35. Касьяненко А.А. Совершенствование экологических аспектов при компримировании природного газа // Вестник ассоциации буровых подрядчиков - 2014. - № 4. - с. 23-28.

36. Касьяненко А.А. Исследование области сокращения парниковых выбросов с разработкой систем управления//Бурение и нефть- 2015, № 6. - 29 с.

37. Касьяненко А.А., Ермолаев А.И. Инновационные решения для регулирования парниковых выбросов // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. 2014. № 7. - с. 16-20.

38. Касьяненко А.А., Сорокин А.А., Ермолаев А.И. Сокращение вредных выбросов от газоперекачивающих агрегатов // Газовая промышленность. 2013. № 689 (04). - с. 79-81.

39. Касьяненко А.А., Сальников А.М. Допустимые отборы газа на скважинах при управлении разработкой месторождений // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2017. № 10. С. 35-39.

40. Касьяненко А.А., Энергосбережение с сокращением вредных выбросов от газоперекачивающих агрегатов на Южно-Русском месторождении// Сборник трудов V Международной молодежной научно-практической конференции «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность»: ООО «Газпром ВНИИГАЗ». - г. Москва, 2013 г. - 24 с.

41. Касьяненко А.А. Энергосбережение с сокращением вредных выбросов от газоперекачивающих агрегатов // Тезисы докладов Юбилейной X Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов Новые технологии в газовой промышленности. - ОАО «Газпром», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина - Москва, 2013. - 291 с.

42. Касьяненко А.А. Инновационные решения для регулирования парниковых выбросов от газоперекачивающих агрегатов //Сборник трудов IV-й

Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Обеспечение эффективного функционирования газовой отрасли» - Новый Уренгой: Ученый совет ЯНАО, 2014. - 9 с.

43. Касьяненко А.А. Сокращение вредных выбросов от газоперекачивающих агрегатов // Сборник работ победителей XXI Конкурса на лучшую молодежную научно-техническую разработку по проблемам топливно-энергетического комплекса - Москва, 2014. - 178 - 182 с.

44. Касьяненко А.А. Исследование области сокращения вредных выбросов с разработкой системы управления технологическими потерями газа // Сборник трудов XIV Всероссийского конкурса «Инженер года - 2013»: РСНИО, Москва, 2013. - с. 42.

45. Касьяненко А.А. Исследование области сокращения парниковых выбросов с разработкой системы управления технологическими потерями газа // Сборник трудов Всероссийского конкурса «Новая идея» на лучшую научно-техническую разработку среди молодежи предприятий и организаций ТЭК: Министерство энергетики РФ, Москва, 2014. - с. 112-118.

46. Касьяненко А.А. Инновационное техническое решение по энергосбережению и сокращению вредных выбросов от газоперекачивающих агрегатов // Сборник трудов III Международной конференции «Современные технические инновационные решения, направленные на повышение эффективности реконструкции и технического перевооружения объектов добычи углеводородного сырья»: ОАО «Газпром» ООО «Газпром добыча Ямбург», г. Новый Уренгой, 2014. - с. 74-76.

47. Касьяненко А.А. Инновационные научно-технические решения, направленные на обеспечение экологической безопасности на объектах ОАО «Севернефтегазпром» // Тезисы докладов ХЬй Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности (газ, нефть, энергетика)» - 2015.

48. Кулибанов В.Н. Методы расчета нелинейных сетей // Автоматика и Телемеханика. 1998. № 1. - с. 41-47.

49. Ли Д., Никенс Г., Уэллс М. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. - М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2008. - 384 с.

50. Мартыненко С.И. Универсальная многосеточная технология. - М.: ИПМ им. М.В. Келдыша, 2013. - 243 с.

51. Мартыненко С.И. Многосеточная технология: теория и приложения. -М.: ФИЗМАТЛИТ, 2015. - 170 с.

52. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. - М.: Экономика, 2000. - 97 с.

53. Национальный доклад РФ о кадастре источников и поглотителей парниковых газов. - 2011 г., www.unfccc.int.

54. Никифоров А.Н. Проблемы колебаний и динамической устойчивости быстровращающихся роторов // Вестник научно-технического развития. 2010, № 3 (31). 20 с.

55. Облеков Г.И., Архипов Ю.А., Гордеев В.Н. Технология повышения выработки запасов месторождений природных газов//Материалы Всероссийской науч. -практ. конф. «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов». - Надым: 2003. - с. 98-104.

56. Оре О. Графы и их применение. - М.: Мир. 1965. 174 с.

57. Патент № 119415 ЯИ. Система отвода и сбора парниковых газов от газоперекачивающих агрегатов / Цыганков С.Е., Сорокин А.А., Касьяненко А.А. Заявка 2012112970/06, заявл. 03.04.2012, опубл. 20.08.2012, Бюл. № 23. Патентообладатель ОАО «Севернефтегазпром».

58. Патент № 122131 ЯИ. Автоматизированная система управления технологическими потерями газа газоперекачивающих агрегатов дожимных компрессорных станций / Цыганков С.Е., Сорокин А.А., Касьяненко А.А. Заявка 2012118165/28, заявл. 03.05.2012, опубл. 20.11.2012, Бюл. № 32.

Патентообладатель ОАО «Севернефтегазпром».

59. Патент № 2500926 RU. Система управления технологическими потерями газа газодинамических уплотнений / Цыганков С.Е., Сорокин А.А., Касьяненко А.А. Заявка 2012105861/06, заявл. 17.02.2012, опубл. 10.12.2013, Бюл. № 34. Патентообладатель ОАО «Севернефтегазпром».

60. Патент № 139072 RU. Система отвода и сбора технологического газа от газоперекачивающих агрегатов с применением эжектора / Цыганков С.Е., Касьяненко А.А., Зуев Ю.В., Курушкин О.А., Кравченко И.В. Заявка 2013150533/06, заявл. 13.11.2013, опубл. 10.04.2014, Бюл. № 10. Патентообладатель ОАО «Севернефтегазпром».

61. Патент № 142754 RU. Система газодинамических уплотнений / Цыганков С.Е., Касьяненко А.А., Зуев Ю.В., Савенков А.А. Заявка 2013150534/06, заявл. 13.11.2013, опубл. 10.07.2014, Бюл. № 19. Патентообладатель ОАО «Севернефтегазпром».

62. Патент № 157057 RU. Устройство уплотнений вала компрессора / Дмитриев И.Б., Касьяненко А.А., Кравченко И.В., Савенков А.А., Цыганков С.Е. Заявка 2014145153/06, заявл. 11.11.2014, опубл. 20.11.2015, Бюл. № 32. Патентообладатель ОАО «Севернефтегазпром».

63. Патент № 156885 RU. Устройство уплотнений центробежного компрессора / Цыганков С.Е., Касьяненко А.А., Кравченко И.В., Евдокимов А.Н., Морарь Д.З., Залилов Л.С. Заявка 2014142979/06, заявл. 27.10.2014, опубл. 20.11.2015, Бюл. № 32. Патентообладатель ОАО «Севернефтегазпром».

64. Правила устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздухопроводов и газопроводов, утвержденные Гостехнадзором СССР 07.12.1971 г.

65. Прикладная газовая динамика/Христианович С. А., Гальпердин В. Г., Миллионщиков М. Д., Симонов Л. А. - М.: ЦАГИ, 1948.

66. Регламент составления проектных документов по разработке газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИГАЗ, 1999.

67. Регулирование выбросов парниковых газов как фактор повышения конкурентоспособности России /А.А. Аверченков, А.Ю. Галенович, Г.В. Сафонов, Ю.Н. Федоров - М.: НОПППУ. 2013, с. 88.

68. Руководство по эксплуатации газоперекачивающего агрегата ГПА-16ДКС-09 «УРАЛ». - ООО «Искра -Турбогаз», 2008.

69. Руководство по инвентаризации выбросов парниковых газов в России на региональном уровне. - М.: 1999.

70. Рябенький В.С. Введение в вычислительную математику. - М.: ФИЗМАТЛИТ. 2008. 288 с.

71. Седов Л.И. Методы подобия и размерности в механике. - М.: Наука,

1977.

72. Соколов Е. Я., Зингер Н. М. Струйные аппараты. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 352 с.

73. СП 42-101-2003. Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем.

74. Спиридонов Е. К. Конструкции жидкостногазовых струйных насосов. Состояние и перспективы. Вестник Южно-Уральского государственного университета. Серия: Машиностроение. - Челябинск: ЮУрГУ. № 1 (41). 2005. С. 94-104.

75. Сухарев М.Г., Самойлов Р.В. Анализ и управление стационарными и нестационарными режимами транспорта газа. - М.: ИЦ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2016. - 399 с.

76. Управление парниковыми газами в России: региональные проекты и инициативы бизнеса - М.: Центр экологической политики России, 2004 - 86 с;

77. Фалалеев С.В., Седов В.В. Динамические характеристики торцового газодинамического уплотнения в газоперекачивающем агрегате с магнитным подвесом // Газотурбинные технологии. - 2009, № 3. - 4 с.

78. Фалалеев С.В., Чегодаев Д.Е. Торцовые бесконтактные уплотнения двигателей летательных аппаратов. - М.: Изд-во МАИ, 1998.- 276 с.

79. Федоренко Р.П. Введение в вычислительную физику. -Долгопрудный: ИД Интеллект. 2008. - 504 с.

80. Хорошилов В. А. О расчете эжекторов при использовании их в системе обустройства ПХГ. Транспорт и хранение газа. Реф. Сб. ВНИИЭгазпрома, 1980, №9, с.25-29.

81. Царев И.Н., Васяев Г.М. Эксплуатация газовых месторождений на поздней стадии разработки. - Газовая промышленность, №7, 1987. - с. 40-41.

82. Царев И.Н. Использование эжекторов для повышения эффективности работ КС. - Газовая промышленность, №12, 1998. с. 38-39

83. Царев И.Н. Применение первичных источников энергии газа. -Газовая промышленность, №6, 1992. - с. 14-16

84. Царев И. Н. Применение эжекторов в газосборных и газораспределительных сетях газовой и нефтяной промышленности. Специальность 05.15.13. Диссертация на соискание ученой степени к.т.н.-Москва, 1960. - 179 с.

85. Чарный И.А. Основы газовой динамики. М.: Гостоптехиздат. 1961.

200 с.

86. Экологический отчет ОАО «Газпром» за 2013 год.

87. Balabanov A.V., Kasyanenko A.A. «Jet Devices for Optimal Control of Developing Multilayer Gas Fields» // Conference Proceedings vol. 2 // Application of Information and Communication Technologies - AICT2017, 11th IEEE.

88. Coleman S., Clay H., McCurdy D., Norris H. A New Look at Predicting Gas-Well Load Up // Journal of Petroleum Technology. Vol. 43. 1991. Р. 5.

89. Fodor J. Calculation of the air-driven air injector. - Proceeding of 8th conference of Fluid machinery, vol.1, Budapest, 1987, p. 234-242.

90. Goodgrich M.T., Tamassia R. Algorithm Design: Foundations, Analysis and Internet Examples. - John Wiley & Sons. - 2002.

91. Kasyanenko A.A., Salnikov A.M., "Selection of gas flow distribution in the gas gathering network" // Proceedings of 2017 10th International Conference

"Management of Large-Scale System Development" (MLSD'2017). IEEE Xplore.

92. Lage A., Jacinto C., Martins F., Vanni G., Santos O., Moreiras J. Blowout Contingency and Risk-Reduction Measures for High-Rate Subsea Gas Wells in Mexilhao // IADC/SPE Drilling Conference. Miami. Florida. USA. 2006. P. 13.

93. Liu R., Hasan R., Mannan S. Flow Rate and Total Discharge Estimations in Gas-Well Blowouts // Journal of Natural Gas Science and Engineering. Vol. 26. -pp. 438-445.

94. Mirza B., Al-Kharqawi F. Key Engineering Highlights of Facilities and Equipment for Oil and Gas Production // SPE Annual Technical Conference and Exhibition (ATCE 2015). Houston, Texas. USA. 2015. - pp. 320-334.

95. Rankin M. Proceedings of the Royal Soc., 1870.

96. Upchurch E., Falkner S., House A., Prevention B., Well R. Planning for the Wheatstone Big-Bore Gas Well Project // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. 28-30 September, Houston. Texas. USA. 2015. P. 15.

97. Urkunde Nr. 20 2014 102 967.2 DE. System zur Ableitung und Sammlung von Prozessgas von Gasverdichteraggregaten unter Verwendung eines Ejektors / Tzygankow S.J., Kasjanenko A.A., Sujew J.W., Kuruschkin O.A., Krawtschenko I.W. Voranmeldung 1 RU 2013150533/06, voranmel. 13.11.2013, eintragung 22.07.2014, Internes Zeichen 340031 DE-U. Gebrauchsmusterinhaber OAO «Sewemeftegasprom».

98. Witte J. Mixing Shocks in Two-Phase Flow // The Journal of Fluid Mechanics. Vol. 36, Part 4. 1969. - pp. 639-655.

99. Yuan Z., Morrell D., Sonnemann P., Leach C. Mitigating Gas in Riser Rapid Unloading for Deepwater Dual Gradient Well Control. - Offshore Technology Conference 2016 (OTC 2016). Houston, Texas. USA. 2016. - pp. 4026 - 4038.

100. Zeuner G. Lokomotivenblasrohr. - 1863.