Совершенствование методов контроля газоконденсатной характеристики месторождений с большим этажом газоносности на поздней стадии разработки тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Новиков, Александр Анатольевич

• Новиков, Александр Анатольевич
• кандидат технических наук
• 2001

Оглавление диссертации кандидат технических наук Новиков, Александр Анатольевич

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ ПРОБЛЕМЫ КОНТРОЛЯ ГКХ КРУПНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С БОЛЬШИМ ЭТАЖОМ ГАЗОНОСНОСТИ И ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ КОНДЕНСАТА В ПЛАСТОВОМ ГАЗЕ

1.1. Анализ текущего состояния контроля за ГЬСХ.

1.2. Методы газоконденсатных исследований.

1.3. Анализ методов определения минимально необходимой скорости выноса жидкой фазы с забоя скважин.

1.4. Постановка задач.

ГЛАВА 2. ИЗУЧЕНИЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ КОНДЕНСАТА ПО

РАЗРЕЗУ ЗАЛЕЖИ ВУКТЫЛЬСКОГО НКГМ.

2.1. Начальная газоконденсатная характеристика.

2.1.1. Анализ результатов исследований.

2.1.2. Определение давления начала конденсации.

2.1.3. Результаты анализа начальной ГКХ.

2.2. Изучение ГКХ на начальном этапе разработки.

2.2.1. Анализ результатов исследований.

2.2.2. Экспериментальные исследования изменения содержания конденсата по разрезу залежи.

2.3. Изучение ГКХ на поздней стадии разработки.

Выводы.

ГЛАВА 3. ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ ОЦЕНКА ЗАПАСОВ И ПЛАСТОВЫХ ПОТЕРЬ КОНДЕНСАТА ПО РАЗРЕЗУ ЗАЛЕЖИ.

3.1. Начальное распределение запасов конденсата по разрезу залежи.

3.2. Распределение запасов конденсата и его пластовых потерь по разрезу залежи в процессе разработки.

ГЛАВА 4. МЕТОДИКА ПРОГНОЗИРОВАНИЯ МИНИМАЛЬНО НЕОБХОДИМОЙ СКОРОСТИ ВЫНОСА ЖИДКОЙ ФАЗЫ С ЗАБОЯ СКВАЖИН.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование методов контроля газоконденсатной характеристики месторождений с большим этажом газоносности на поздней стадии разработки»

Актуальность проблемы

На современном этапе развития газодобывающей отрасли все большее внимание уделяется проблеме доизвлечения остаточных запасов газа и выпавшего в пласте конденсата, составляющего топливный ресурс бензинового и конденсатохимического производства. Рациональная разработка месторождений природных газов, обеспечивающая максимальное извлечение углеводородов из недр, требует создания, проектирования и внедрения на промысле новых технологий активного воздействия на газоконденсатный пласт. Для эффективного применения вторичных методов добычи ретроградных углеводородов на поздней стадии разработки месторождений необходимо обеспечить надежный контроль за изменением газоконденсатной характеристики (ГКХ) добываемой продукции в процессе эксплуатации объекта и учет распределения в пласте остаточных запасов углеводородного сырья.

Решение поставленной задачи особенно актуально для газоконденсатных месторождений с большим этажом газоносности и высоким начальным содержанием конденсата. Ярким примером подобного типа залежей со значительными остаточными запасами выпавшего в пласте конденсата является Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ), где в настоящее время реализуется технология повышения углеводородоотдачи пласта, основанная на нагнетании в пласт неравновесного (сухого) газа в условиях истощенной залежи.

Изпользование дифференцированного подхода к оценке начальных запасов и пластовых потерь конденсата в процессе эксплуатации месторождений с учетом изменения состава смеси по этажу газоносности позволит оптимально проектировать вторичные методы воздействия на пласт и достоверно определять эффективность последних.

В этом аспекте создание новых или усовершенствование существующих методов контроля ГКХ приобретает первостепенное значение, и является актуальной проблемой на современном этапе развития газодобывающей отрасти.

Цель работы

Совершенствование методов контроля газоконденсатной характеристики для повышения эффективности применения вторичных методов воздействия на месторождениях с большим этажом газоносности и высоким содержанием конденсата.

Основные задачи исследований

1. Разработать метод изучения распределения содержания конденсата по разрезу залежи.

2. Разработать способ дифференцированной оценки начальных запасов конденсата.

3. Разработать способ оценки распределения пластовых потерь конденсата по этажу газоносности по фактическим результатам разработки.

4. Разработать способ прогнозирования минимально необходимой скорости выноса жидкости с забоя скважин.

Научная новизна

Впервые в практике контроля газоконденсатной характеристики на поздней стадии разработки предложен, обоснован и апробирован метод контроля текущего содержания конденсата с учетом его изменения по разрезу залежи.

Автором впервые проведена дифференциальная оценка начальных запасов конденсата с учетом изменения его содержания по разрезу залежи. По фактическим результатам разработки Вуктыльского НГКМ оценены пластовые потери конденсата, что позволяет оптимально выбирать объекты воздействия для применения методов повышения конденсатоотдачи.

Основные защищаемые положения

1. Метод изучения распределения содержания конденсата по разрезу залежи для месторождений с большим этажом газоносности и высоким начальным содержанием конденсата.

2. Способ дифференцированной оценки запасов конденсата для месторождений с большим этажом газоносности с учетом изменения содержания конденсата и состава пластового газа по разрезу залежи.

3. Способ расчета пластовых потерь конденсата по фактической ГКХ месторождений с большим этажом газоносности с учетом изменения содержания конденсата по разрезу залежи.

4. Способ прогнозирования минимально необходимой скорости выноса жидкости с забоя скважин, основанный на фактичесих результатах исследований.

Практическая ценность работы

Результаты работы используются при контроле газоконденсатной характеристики добываемого газа Вуктыльского НГКМ, проектировании и контроле разработки других месторождений Тимано-Печорской провинции (Западно-Соплесского, Югидского, Печоро-Кожвинского и др.).

Апробация работы

Основные положения работы доложены:

- на научно-технической конференции молодых ученых и специалистов НПО "Союзгазтехнология", г. Москва, 1989г.;

- на научно-практической конференции по проблемам рациональной разработки газовых, газоконденсатных месторождений, путей повышения коэффициента конечной газоотдачи, г. Ашхабад, 1989г.;

- на научно-технической конференции по проблемам разработки и эксплуатации газоконденсатных месторождений на завершающей стадии, г. Ухта, 1990г.;

- на международной конференции секции "Промысловая геология и анализ разработки месторождений", г. Краснодар, 1990г.;

- на научно-технической конференции по проблемам разработки и эксплуатации газоконденсатных месторождений на завершающей стадии, г. Вуктыл, 1993 г.; на научно-техническом семинаре "Комплексное изучение и моделирование сложных углеводородных систем", г. Ухта, 1996г.

Объем работ

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения. Работа содержит 109 страниц машинописного текста, включая 26 рисунков, 14

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Новиков, Александр Анатольевич

Выводы

Результаты исследований Вуктыльского НГКМ показали, что необходимым элементом для достоверной оценки начальной и контроля текущей газоконденсатной характеристики, имеющим принципиально важное значение, является изучение и прогнозирование изменения содержания конденсата по разрезу залежи.

Для месторождений с большим этажом газоносности и высоким содержанием конденсата дня планирования и учета добычи конденсата по каждой скважине неприемлем традиционный подход к исследованию ГКХ, основанный на использовании одной зависимости qK.nr=f(P^).

Более точно и полно отразить газоконденсатную характеристику в любой точке залежи и при различных пластовых давлениях позволяет график, представляющий собой изотермы содержания конденсата для различных глубин всего периода разработки.

Учитывая важность этого вопроса, необходимо самое серьезное внимание уделять изучению зависимости содержания конденсата по разрезу залежи на стадии разведки и контроля ГКХ месторождений. cd CO 03

350

300 о m о н o го п; с m го н го о

X cd сг X о cd S X

03 *

Q. (d ct О

CO

250

200

150

100

50

ГЛАВА 3. ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ ОЦЕНКА ЗАПАСОВ И ПЛАСТОВЫХ ПОТЕРЬ КОНДЕНСАТА ПО РАЗРЕЗУ ЗАЛЕЖИ

Для проектирования, анализа, контроля и регулирования разработки, проектирования мощностей по переработке конденсата необходим точный прогноз газоконденсатной характеристики как на начальный период, так и на весь период разработки.

Открытие залежей с большим этажом газоносности с неоднородным геолого-промысловыми свойствами коллекторов, характеризующихся изменением содержания конденсата по разрезу, ставит дифференциацию запасов конденсата в разрез важнейших факторов, определяющих эффективность разведки и разработки ГКМ.

Для оценки дифференцированного распределения запасов конденсата по разрезу залежи и определения среднего значения содержания конденсата для месторождения автором рекомендуется интегральный способ подсчета запасов конденсата, являющегося вариантом объемного метода. В основе метода подсчета запасов конденсата использованы основные положения авторов следующих работ [4, 25, 36] разработанные для подсчета запасов нефти, газа и сероводорода.

В отличии от обычно применяемого способа, основанного на среднем значении содержания конденсата, в предлагаемом варианте учитывается изменение содержания конденсата по этажу газоносности: используется фактическая зависимость qK.n.r. = 1'(н), определенная по данным промысловых исследований. Учитывая сложность задачи и тот факт, что конкретное решение ее определяется особенностями каждого месторождения, в кратком виде рассмотрим только основные положения.

Подсчет запасов по интегральному варианту начинается с построения объемной модели залежи, затем приводится подсчет запасов сухого газа по отдельным частям (элементам) залежи. Основная идея интегрального метода состоит в том, что изучаемое месторождение разделяется на объемные, почти однородные по содержанию конденсата, элементы, которые обладают со-ственными значениями всех остальных параметров, выходящих в формулу подсчета запасов газа.

При подсчете запасов по элементам вся залежь была разделена срезами, идущими по изогипсам структурных карт через 100 м, на пятнадцать элементов (рис. 3.1). Элемент залежи аппроксимировался усеченной пирамидой. В элементе залежи может быть несколько пачек, объемы которых находятся как разности объемов усеченных пирамид, подсчитанных по внешнему и внутреннему контурам этих пачек.

3.1. Начальное распределение запасов конденсата по разрезу залежи

Для расчета начальных запасов конденсата использовалась фактическая зависимость содержания конденсата по разрезу залежи для начальных условий (см. рис. 2.6). Запасы конденсата в элементе залежи вычислялись умножением содержания конденсата в пластовом газе этого элемента на запасы сухого газа его.

В работе [36] для подсчета запасов "сухого" газа по элементам залежи использовался усредненный состав "пластового" газа. А так как содержание конденсата по разрезу залежи увеличивается, то соответственно изменяется и состав пластового газа и соответственно и доля сухого газа (рис. 3.2, табл. 3.1). Для Вуктыльского месторождения доля "сухого" газа в пластовом по этажу газоносности изменяется от 0,956 до 0,924, что довольно существенно влияет на распределение запасов "сухого" газа.

Изменение состава пластового газа по этажу газоносности влияет так же на коэффициент сверхсжимаемости пластового газа. Для Вуктыльского месторождения влияние состава пластового газа при одних и тех же термобарических условиях на коэффициент сверхсжимаемости незначительно (± 0,003). В связи с чем этот фактор при пересчете запасов пластового газа не учитывался.

Распределение запасов конденсата по элементам залежи для начальных условий Вуктыльского месторождения приведено на рис. 3.3.

Положение средневзвешенной по запасам конденсата плоскости установлено на изогипсе 3015 м, что практически соответствует средневзвешенной плотности по запасам пластового газа (-3010 м).

Расчет пластовых потерь конденсата по разрезу залежи Вуктыльского месторождения при текущем пластовом давлении 3 МПа)

Отметка Пластовые Z Газона- Объем Доля Доля Объем V; Содер- Содер- Запасы Пластовые потери п/п элементов параметры сыщенный пласт. Сб+в "сухого" "сухого" жание жание конден- конденсата, Рпл=ЗМПа залежи Рпл, Тпл, объем, газа, газа газа, "сухого" конден- конденса- сата, г/м3 млн.т г/м3х103 газа, сата, та на 1м3 "сухого" газонапорового газа сыщен. прост-ва, объема кгс/см2 К м3/м3 м3х106 млрд.м3 млрд.м3 м3/м3 г/м3 г/м3х103 млн.т

1 1900-2000 333,0 313,5 0,953 316,1 0,727 0,230 0,044 0,956 0,220 302,2 269 81,3 0,059 177 0,039 53,6

2 2000-2100 336,0 315,6 0,961 314,2 2,142 0,673 0,047 0,953 0,641 299,4 278 83,2 0,178 183 0,117 54,8

3 2100-2200 339,4 317,6 0,968 313,2 3,844 1,204 0,049 0,951 1,145 297,9 287 85,5 0,329 188 0,215 56,0

4 2200-2300 343,0 319,6 0,977 311,6 13,100 4,081 0,052 0,948 3,869 295,4 296 87,4 1,145 194 0,750 57,3

5 2300-2400 349,0 321,6 0,985 309,7 27,611 8,551 0,054 0,946 8,089 293,0 305 89,4 2,467 200 1,617 58,6

6 2400-2500 350,0 323,5 0,994 308,8 42,178 13,025 0,056 0,944 12,296 291,5 314 91,5 3,861 205 2,521 59,8

7 2500-2600 353,0 325,3 1,000 307,7 53,773 16,546 0,058 0,942 15,586 289,9 324 93,9 5,050 211 3,289 61,2

8 2600-2700 356,5 327,0 1,008 306,8 67,474 20,701 0,061 0,939 19,438 288,1 333 95,9 6,473 216 4,199 62,2

9 2700-2800 360,0 328,9 1,016 305,6 85,969 26,272 0,063 0,937 24,617 286,3 342 97,9 8,419 222 5,465 63,6

10 2800-2900 363,4 330,7 1,023 304,9 106,533 32,482 0,065 0,935 30,371 285,1 350 99,8 10,630 228 6,925 65,0

11 2900-3000 367,0 332,5 1,030 303,9 136,209 41,394 0,067 0,933 38,621 283,5 359 101,8 13,865 233 8,999 66,1

12 3000-3100 370,0 334,4 1,036 302,9 178,726 54,136 0,070 0,930 50,346 281,7 368 103,7 18,527 239 12,033 67,3

13 3100-3200 373,5 336,3 1,044 301,9 215,342 65,012 0,072 0,928 60,331 280,2 378 105,9 22,805 244 14,721 68,4

14 3200-3300 377,0 338,0 1,050 301,3 248,489 74,870 0,074 0,926 69,330 279,0 387 108,0 26,831 250 17,332 69,8

15 3300-3350 380,0 339,5 1,057 300,4 140,559 42,224 0,076 0,924 39,015 277,6 392 108,0 15,294 254 9,910 70,5

Итого: 1322,766 401,401 373,915 135,9 88,132

Р -Z -Т п * и/ — пл ап с "

Примечание: * - ¥ г —р—у— лл с m пл отметки срезов

2000

2500

3000 пачки I и III iv v vi VII

VI V

IV

IIIИ I срез по отметке-2300 м. срез по отметке-2400 м.

Рис. 3,1. Схема выделения элементов залежи для подсчета запасов газа и конденсата

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

ГО х s ю ч с;

3400 мол. С5+в 5 6 7 8 \ \ \ \ \ 11

12 ■

21 V

26 \ 28

Рис. 3.2. Зависимость содержания С5+в в составе пластового газа от глубины (11- номер скважины)

0 3 6 1900 f-i-h

12

15 1

2200

2500

2800 3100 Ш i s Ю 4 c;

3400

18 —t

21

QK, МЛН.Т

24 27 H ср.взв.

------гвк оо Ul

Рис. 3.3. Дифференцированное распределение запасов конденсата по разрезу залежи для начальных условий Вуктыльского месторождения

Полная величина запасов конденсата определяется путем суммирования величин запасов отдельных элементов.

Подсчет запасов конденсата по вышеописанной методике дал результат 135,9 млн.т. Средневзвешенное содержание конденсата в начальных условиях составило 364 г/м3.

Таким образом, даже несмотря на то, что при первоначальном подсчете запасов исходили из ошибочного результата о постоянстве содержания конденсата и состава пластового газа по разрезу залежи, общие запасы конденсата были определены с достаточно высокой точностью (135,2 млн. т). Это обусловлено тем, что была проведена дифференциальная оценка запасов газа по разрезу залежи, что позволило точно определить средневзвешенную плотность по запасам газа, а так же линейным распределением содержания конденсата и изменением состава пластового газа. Если бы наблюдалась нелинейная их зависимость по изогипсе, то возможна была бы существенная ошибка при подсчете запасов.

3.2. Распределение запасов конденсата и его пластовых потерь по разрезу залежи в процессе разработки

В связи с внедрением методов повышения конденсатоотдачи на поздней стадии разработки Вуктыльского месторождения и достоверной оценки их эффективности особое значение приобретает дифференциация запасов конденсата и его пластовых потерь в процессе разработки.

Зависимость содержания конденсата в процессе разработки по этажу газоносности рассмотрено в разд. 2. Остается оценить распределение пластовых потерь конденсата.

Для расчета дифференцированного распределения пластовых потерь конденсата использовались изотермы содержания конденсата в пластовом газе на глубине 2000 м и 3000 м (см. рис. 2.14). А так же для глубины 3000 м экспериментальная зависимость относительных отборов "сухого" газа от пластового давления (рис. 3.4), построенная по результатам опытов по дифференциальной конденсации на установке РУТ с начальным пластовым газом. О правомерности использования этой зависимости свидетельствует хорошая сходимость экспериментальной прогнозной зависимости содержания конденсата и фактической, построенной по результатам анализа результатов промысловых и экспериментальных исследований (рис. 3.5).

Для расчетов пластовых потерь на отметку (-2000 м) зависимость относительных отборов сухого газа от пластового давления (рис. 3.6) была построена по аналогии с экспериментальной зависимостью на глубину (3000 м). Результаты расчетов пластовых потерь приведены в табл. 3.2.-3.3 и на рис.3.7.

Приняв допущение, что распределение пластовых потерь по этажу газоносности носит линейный характер по аналогии с содержанием конденсата в пластовом газе, величины пластовых потерь для любого этапа разработки и любой части залежи можно определить по формуле:

3.1) где q300Knn — величина пластовых потерь на глубине 3000 м, г/м3 (см. рис. 3.7);

Aq — градиент пластовых потерь, г/м3 /100м (рис. 3.8).

Hi — глубина, м.

На рис. 3.9 приведены результаты расчета распределения пластовых потерь по этажу газоносности на текущее пластовое давление 3,0 МПа. В связи с тем, что начальные запасы "сухого" газа на единицу газоносного объема для условий Вуктыльского месторождения с глубиной снижаются , особый интерес вызывает распределение пластовых потерь конденсата из расчета на 1 м3 газонасыщенного объема (рис. 3.10). Из этой зависимости следует, что хотя с увеличением глубины запасы сухого газа снижаются вследствие снижения запасов пластового газа (см. табл. 3.1) и доли "сухого" газа в пластовом , пластовые потери конденсата все равно увеличиваются.

Этот вывод очень важен для выбора объекта при испытании методов повышения конденсатоотдачи.

Таким образом при подсчете запасов газа и конденсата с учетом их дифференцированного распределения по этажу газоносности для месторождений с высоким этажом газоносности и высоким начальным содержанием конденсата следует учитывать, что изменение состава пластового газа по

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе обобщены теоретические, экспериментальные и промысловые исследования, выполненные при непосредственном участии автора, основной целью которых ставилось получение достаточно простых, точных и доступных для практической реализации способов контроля ГКХ месторождений с высоким этажом газоносности и большим содержанием конденсата. Все результаты исследований, представленные в работе нашли свое подтверждение и применение в проектировании и контроле за разработкой Вуктыльского месторождения, а так же в ходе опытно-промышленных работ по повышению углеводородоотдачи пласта по проектам "Конденсат -1,2, 3".

1. На основании многолетнего опыта контроля ГКХ Вуктыльского НГКМ установлено, что для такого сложного объекта, как крупное газоконденсатное месторождение с большим этажом газоносности и высоким начальным содержанием конденсата в пластовом газе требуются новые более совешенные методы исследований. В этой связи была создана методика контроля ГКХ подобного типа месторождений, состоящая из следующих основных положений:

- разработаны и уточнены основные критерии к выбору сетки опорных скважин, позволяющей эффективно контролировать динамику ГКХ в процессе разработки газоконденсатных месторождений на режиме истощения по разрезу залежи; разработан способ интерпретации результатов . газоконденсатных исследований, обеспечивающий возможность сопоставить фактическое содержание конденсата по скважинам с различными абсолютными отметками газоотдающих интервалов и определить градиент содержания конденсата по разрезу залежи.

- разработана методика экспериментальных исследований на установке PVT, позволяющая оценить изменение содержания конденсата по разрезу залежи.

2. На основании разработанной методики контроля ГКХ месторождений, типа Вуктыльского, впервые в отечественной практике была получена динамика ГКХ практически за весь период разработки, позволяющая выделить следующие ее основные особенности: г

- в соответствии с изменением состава пластового газа увеличивается содержание в нем конденсата с глубиной залегания продуктивных горизонтов;

- в процессе снижения пластового давления закономерность содержания конденсата в пластовом газе по разрезу залежи сохраняется, но прослеживается значительное снижение его градиента (величина изменения содержания конденсата на единицу изменения глубины);

- на завершающем этапе разработки (при пластовом давлении менее 5 МПа) отмечается существенный рост содержания конденсата в пластовом газе на 20-25 г/м3 от минимального значения за счет фазового перехода системы в область прямого испарения. Состав и физико-химические свойства стабильного конденсата в течение этого процесса практически не изменяются.

3. Полученные результаты дают возможность определить содержание конденсата по всему эксплуатационному фонду скважин на любой период разработки и по месторождению в целом.

4. Разработана методика дифференцированной оценки начальных запасов конденсата с учетом изменения содержания конденсата и состава пластового газа по разрезу залежи и методика расчета распределения пластовых потерь по разрезу залежи по фактическим результатам исследований ГКХ в процессе разработки месторождения на режиме истощения. Полученные результаты позволяют более точно определить эффективность опытно-промышленных работ по повышению углеводородоотдачи пласта "Конденсат-2,3" и более рационально выбирать объекты воздействия.

5. Разработан метод прогноза и контроля минимально необходимой скорости выноса жидкой фазы с забоя скважин, основанный на фактических результатах исследований условий выноса жидкой фазы. Аналитическая зависимость, связывающая скорость с минимальным количеством основных параметров (плотность газа и жидкости), проста и удобна для практического использования и адаптации к реальным условиям месторождения.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Новиков, Александр Анатольевич, 2001 год

1. Алиджанов Г.А., Умаров А.Х., Баркер М.И. Метод исследования скважин на газоконденсатность// Геология, бурение и разработка газовых месторождений: Экспресс-информация/ ВНИИЭгазпром. 1974.- Вып. 13.-С.11.

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

3. Анализ и прогноз минимального дебита для непрерывного удаления жидкостей из газовой скважины./ ВЦП- №Е- 11317,- М., 14.05.71.- 17с.: ил,- Пер. ст. Turner R.G., Hubbard М. G., Dukler А.Е.: Petr. Tech.- 1969,- №11,- p.l 11-128.

4. Басниев K.C. Разработка месторождений природных газов, содержащих неуглеводородные компоненты. М.: Недра, 1986. - 188с.

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

6. Временная инструкция по исследованию на газоконденсатность малоде-битных скважин. Ташкент: ИГИРНИГМ, 1973. - 25 с.

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

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

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

10. Долгушин Н.В., Новиков А.А. Разработка и обоснование технологии де-бутанизации// Тр. ВНИИГАЗа. Технологические проблемы освоения газоконденсатных месторождений. 1986. - С. 73-83.

11. Дурицкий Н.Н., Лютомский С.М. К вопросу выбора оптимального режима при исследовании газоконденсатных скважин// Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Сб. науч. тр. ВНИИЭгазпрома. М., 1978. -Вып. 11.-С.9-15.

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

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

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

15. Зайцев И.Ю. Изменение компонентного состава газа при исследовании скважины// Газовая промышленность. 1980,- № 10. - С.32-35.

16. Игнатенко Ю.К. Определение минимальной скорости и минимального дебита, необходимых для полного и непрерывного удаления жидкости из скважин: Науч.-техн. реф. сб./ ВНИИЭгазпром. 1976.- Вып.9. - 6с.

17. Ильковский К.Б. Определение минимальнрй скорости газа, необходимой для выноса жидкости с забоя скважин// Разработка газовых месторождений. Добыча и транспорт газа: Сб. науч. тр. ВНИИЭгаздобычи Саратов, 1974. - № 2. -С. 1928. ----------

18. Инструкция по исследованию газоконденсатных месторождений на га-зоконденсатность / Под ред. О.Ф. Худякова, Я.Д.Савина, В.В. Юшкина. М.: Недра, 1975.- 70с.

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

20. Инструкция по комплексному исследованию газоконденсатных пластов и скважин/ Под ред. Ю.П. КорОтаева, Г.А. Зотова, З.С. Алиева,- М.: Недра, 1971. -207с.

21. Исследование природных газоконденсатных систем./ Н.В. Долгушин, Ю.М. Корчажкин, Д.З. Сагитова и др. Москва - Ухта, 1997. - 179с.

22. Комплексные промысловые исследования на Оренбургском месторождении/ К.С. Басниев, AT. Шаталов, А.И. Ширковский и др.: Обзор/ ВНИИЭгазпром.-М., 1980. 43с.

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

24. Метод исследования условий выноса конденсата с забоя скважин// Н.В. Долгушин, А.А . Новиков , А.А . Коротков, А.А. Ходяков// Повышение эффективности систем разработки месторождений природного газа//Тр. ВНИИГАЗа.-1988. -С.26-36.

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

26. Островская Т.Д., Гриценко И.А., Желтовский В.И. Фазовое состояние -зеркало типа залежи// Газовая промышленность,- 1984,- № 2.- С. 23-25.

27. Оценка дебита необходимого для поддержания газовой скважины в фонтанирующем состоянии/ ВЦП-№Е- 108331. М., 12.03.67. - 27с.: ил.- Пер. ст. Duggan D.O. из журн.: Petr/ Tech.- 1961,- №12,- p.83-120.

28. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений УССР и промысловая подготовка газа // Геология, бурение и разработка газовых месторождений: Экспресс-информация/ВНИИЭгазпром,- 1975. -Вып. 9,-С.17.

29. Разработка месторождений со сложным составом газа./ Р.Д. Маргулов, Р.И. Вяхирев, И.А. Леонтьев и др. М.: Недра, 1998. - 264с.

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

31. Рулев Н.А., Лещенко В.А., Трегуб Н.Н. Геологическое строение Вуктыль-ского газоконденсатного месторождения// Тр. ВНИИГАЗа. Разработка и эксплуатация крупных газовых месторождений.- 1979. С.8-32.

32. Сплат А.П. Добыча и транспорт нефти и газа. Ч. 1. Пер. с англ. М.: Недра, 1980, 375с. Пер. изд. ВНР, 1975.

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

34. Худяков О.Ф. Методы изучения фазовых превращений газоконденсатных смесей применительно к исследованию конденсатных скважин: Автореф. дис.канд. техн. наук. М.: ВНИИГАЗ, 1968. - 25с.

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

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

37. Ширковский А.И. Комплексные промысловые исследования на газокон-денсатном месторождении Камбей: Обзор/ ВНИИЭгазпром. М., 1969.-74 с.

38. Ширковский А.И. Интерпретация результатов газодинамических исследований газоконденсатных скважин: Обзо'р/ ВНИИЭгазпром. М., 1977. - 32с.

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

40. Юшкин В.В. Основные методы исследований залежей на газоконденсатность// Газовая промышленность. 1984. - № 2. - С. 25-26.

41. Юшкин В.В., Островская Т.Д. Фазовое поведение пластовых смесей глу-бокозалегающих месторождений// Теория и практика разработки газоконденсатных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. М.: Недра, 1987.-С. 114-117.

42. Юшкин В.В. Современное состояние методов исследования месторождений на газоконденсатную характеристику// Тр. ВНИИГАЗа. Разработка месторождений природного газа, приуроченных к карбонатным коллекторам большой мощности,- 1984.- С. 95-104.