Влияние фазовых переходов воды на разработку газовых и газоконденсатных месторождений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Петренко, Николай Николаевич

• Петренко, Николай Николаевич
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Петренко, Николай Николаевич

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1 Обзор предшествующих исследований. Обоснование

тематики диссертации

2 Методика и программа расчета влагосодержания пластовых

газов газовых и газоконденсатных месторождений

2.1 Разработка алгоритма вычисления влагосодержания газа в широком диапазоне термобарических параметров

2.2 Создание термобарической матрицы на основе экспериментальных и расчетных данных влагосодержания

метана

2.3 Создание матрицы поправок на природу газа и определение поправки на минерализацию остаточной воды

2.4 Описание программы по вычислению влагосодержания газа

3 Влияние фазовых переходов воды на разработку газовых и газоконденсатных месторождений

3.1 Зависимость влагосодержания газа от давления, минерализации остаточной воды и температуры

3.2 Динамика влагосодержания газа разрабатываемых месторождений с различными термобарическими параметрами

3.2.1 Причины изменения влагосодержания пластовых газов

3.2.2 Влагосодержание пластового газа низкотемпературных газовых и газоконденсатных месторождений (до 100 °С)

3.2.2.1 Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение

3.2.2.2 Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение

3.2.2.3 Газоконденсатное месторождение GE

3.2.3 Влагосодержание высокотемпературных газовых и газоконденсатных месторождений

3.2.3.1 Мирненское газоконденсатное месторождение

3.2.3.2 Газоконденсатная залежь пластов К1УШз+УШ4+1Х+1Ха месторождения Русский Хутор Северный

3.2.3.3 Газовое месторождение Смит Лиз

3.2.4 Сопоставление накопленных отборов конденсационных вод из

месторождений с различными начальными параметрами

3.3 Влияние водяного пара на состав пластового газа

3.4 Определение конденсатогазового фактора с учетом газового эквивалента конденсата и конденсационной воды

3.5 Влияние фазовых переходов воды на газо- и конденсатоотдачу

3.5.1 Определение истинной газоотдачи залежи

3.5.2 Достигнутые величины газо-и конденсатоотдачи

3.6 Влияние фазовых переходов воды на формирование оторочек флюидов в газоконденсатной залежи при внедрении

пластовых вод

3.7 Повышение конденсатоотдачи при отборе газа

3.8 Глобальная флюидодинамика в газоконденсатном месторождении

4 Фазовые переходы углеводородов и воды при сайклинг-процессе

и их влияние на углеводородоотдачу

4.1 Некоторые особенности сайклинг-процесса

на месторождении вЕ

4.2 Возможные механизмы повышения конденсатоотдачи при сайклинг-процессе в месторождении вЕ

4.2.1 Частичное испарение ретроградного конденсата

в нагнетаемый сухой газ

4.2.2 О растворимости углеводородов в сжатых газах. Результаты экспериментальных исследований

4.3 Оценка объёмов испарения ретроградного конденсата от парциального давления водяного пара

4.4 Масштабы осушения пласта-коллектора при сайклинг-процессе

4.5 Масса солей, выпадающих в поровом пространстве в зоне испарения остаточной воды

4.6 «Высаливание» растворенного в остаточной воде газа

5 Особенности проектирования разработки высокотемпературных

газовых месторождений с учётом фазовых переходов воды

5.1 Алгоритм расчётов основных параметров разработки

5.2 Параметры разработки высокотемпературных газовых месторождений

5.3 Определение истинной флюидоотдачи газовых и

газоконденсатных месторождений

Заключение

Список использованных источников

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Влияние фазовых переходов воды на разработку газовых и газоконденсатных месторождений»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы

Газовая промышленность страны, являющаяся одной из ключевых в Российской Федерации, естественным образом оказывает значительное влияние на экономику страны, благосостояние народа, занятость населения. Доля газа в топливно-энергетическом комплексе страны в 2013 г. составляла около 45 %. В будущем следует ожидать дальнейшего открытия новых газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, для чего потребуется бурить скважины на значительные глубины, достигающие 6-8 км. На таких глубинах в залежах ожидаются высокие термобарические параметры, достигающие по давлению 100-200 МПа, по температуре 200350 °С.

Многочисленными отечественными и зарубежными экспериментами установлено, что все газы (СН4, ССЬ, НгБ, N2 и др.) в случае сопряжения с водой абсорбируют последнюю с формированием парогазовых смесей при любых термобарических параметрах. Эмпирически процесс перехода жидкой воды в парообразное состояние в докритической области для воды подтверждается получением пресных конденсационных вод на всех газовых и газоконденсатных месторождениях мира.

Присутствие водяного пара влияет на состав пластового газа, на его начальную и текущую конденсатонасыщенность, на фазовые переходы в системе «пластовый газ — остаточная вода», на ретроградные явления, в частности, на давление начала конденсации, на газо- и конденсатоотдачу как при разработке газоконденсатной залежи на режиме истощения, так и при сайклинг-процессе.

До настоящего времени во многих газодобывающих регионах РФ при подсчете начальных запасов газа и конденсата, при проектировании и анализе разработки газовых и газоконденсатных месторождений не учитываются фазовые переходы воды, что приводит к неточностям в определении начальных и текущих параметров пластовых газоконденсатных

систем. Например, неучёт фазовых переходов воды в Мирненском газоконденсатном месторождении занижает конечную газ о отдачу по II пласту на 3,19 %. В месторождении Смит Лиз (США) при температуре 260 °С пластовый газ на 10,2 % состоит из водяного пара, т.е. при существующем методе подсчета начальных и текущих запасов по газовым месторождениям ошибка в подсчете запасов газа может составлять существенную величину. В связи с этим, тема диссертационного исследования является весьма актуальной и направлена на решение важных научных и практических задач нефтегазового недропользования России.

Объектами исследований явились сложные флюидальные парогазовые (газ-растворитель - пары воды), парогазоконденсатные (газ-растворитель - пары углеводородов и пары воды) пластовые системы реальных газовых и газоконденсатных месторождений России и мира. Среди них есть месторождения с низкой пластовой температурой, такие как Ямбургское (30 °С), Уренгойское (34 °С), с умеренными пластовыми температурами: хадумская залежь Северо-Ставропольского газового месторождения (60 °С), Бованенковское (60 °С), газоконденсатное месторождение вЕ (90 °С), а также месторождения с высокими пластовыми температурами, достигающими 260 - 300 °С.

Целью диссертационной работы является разработка комплекса научных и технологических решений по оценке влияния фазовых переходов воды на эксплуатацию газовых и газоконденсатных месторождений, направленных на выработку рекомендаций по совершенствованию проектирования и анализа разработки газовых и газоконденсатных месторождений (в особенности высокотемпературных залежей) с учетом фазовых переходов воды.

Для достижения поставленной цели сформулированы следующие основные задачи:

1. Комплексное изучение динамики показателей разработки отечественных и зарубежных газовых и газоконденсатных месторождений с

различными термобарическими условиями.

2. Создание программы расчета влагосодержания пластовых газов в широком диапазоне давлений (0,1-140 МПа), температур (от -40 до +350 °С) и минерализации остаточной воды (от 0 до 500 г/дм3).

3. Изучение динамики влагосодержания пластового газа на различных стадиях разработки, вплоть до полной выработки, газовых и газоконденсатных залежей с различными термобарическими параметрами, приуроченных к пластам с разными фильтрационно-емкостными свойствами.

4. Изучение механизма формирования конденсатного вала в виде обратной эмульсии (конденсационная вода в газоконденсате).

5. Оценка накопленных отборов конденсационных вод в процессе разработки различных по запасам газовых и газоконденсатных месторождений.

6 Изучение влияния фазовых переходов воды на состав пластового газа, на газо- и конденсатоотдачу газоконденсатных месторождений, разрабатываемых на различных режимах разработки.

7. Обоснование рекомендаций по повышению эффективности разработки высокотемпературных газовых и газоконденсатных месторождений.

Научная новизна выполненных исследований

1. Разработана программа расчета влагосодержания пластового газа газовых и газоконденсатных месторождений в широком диапазоне термодинамических параметров и минерализации остаточной воды.

2. Изучена динамика влагосодержания пластового газа на различных стадиях разработки, вплоть до полной выработки, отечественных и зарубежных газовых и газоконденсатных месторождений с различными термодинамическими параметрами, приуроченных к пластам с разными фильтрационно-емкостными свойствами.

3. Выполнены расчеты по определению количества поступившей на поверхность с газом конденсационной воды, а также испарившейся

остаточной воды в связи со снижением пластового давления в процессе разработки Мирненского, Ямбургского, Бованенковского, Русский Хутор Северный, вЕ (Алжир) месторождений.

4. Изучен механизм формирования конденсатного вала в виде обратной эмульсии (вода в конденсате). По двум месторождениям оценена дополнительная добыча ретроградного конденсата, вытесняемого внедряющейся в залежь пластовой водой, что позволяет использовать предложенную методику для определения дополнительной добычи ретроградного конденсата в процессе обводнения других залежей при упруговодонапорном режиме разработки.

5. Предложена методика оценки дополнительной добычи жидких углеводородов при сайклинг-процессе, обусловленной испарением ретроградного конденсата, нагнетаемым сухим газом до равновесного состояния пластовой системы, а также абсорбцией ретроградного конденсата водяным паром, образующимся от испарения остаточной воды.

6. Впервые исследована динамика основных показателей разработки высокотемпературных газовых залежей. Полученные результаты свидетельствуют о необходимости нового подхода к проектированию разработки подобных залежей с непременным учетом фазовых переходов воды.

Основные защищаемые положения

1. Алгоритм и программа расчета влагосодержания пластовых газов газовых и газоконденсатных месторождений в широком диапазоне термобарических параметров пласта (по давлению в пределах 0,1 - 140 МПа; по температуре от -40 до +350 °С) при минерализации остаточной воды от 0 до 500 г/дм3.

2. Комплексный анализ влияния фазовых переходов воды на основные показатели разработки газовых и газоконденсатных месторождений с различными термобарическими параметрами.

3. Влияние фазовых переходов углеводородов и воды на основные показатели разработки газоконденсатного месторождения с применением обратной закачки сухого газа в залежь (сайклинг-процесс).

4. Методика расчета основных показателей разработки высокотемпературных газовых и газоконденсатных месторождений с учетом фазовых переходов воды.

Практическая значимость и реализация работы

Основные выводы и результаты диссертационной работы получены автором. Разработанная программа расчета влагосодержания пластового газа в широком диапазоне термобарических параметров и минерализации остаточной воды может быть использована для определения влагосодержания пластовых газов газовых и газоконденсатных месторождений во всех известных к настоящему времени газоносных регионах России и мира. Программа позволяет осуществлять расчеты фазовых переходов воды в течение любого периода разработки газового или газоконденсатного месторождения. Так, например, осуществленный расчет фазовых переходов воды с оценкой суммарного выноса конденсационных вод по Ямбургскому и Бованенковскому месторождениям позволит усовершенствовать технологию подготовки газа к транспорту. На примере ряда отечественных и зарубежных газовых и газоконденсатных месторождений показано влияние фазовых переходов воды на показатели их разработки. Впервые выполнены расчеты по динамике основных показателей разработки высокотемпературных газовых залежей. Как показали расчеты, для месторождения с температурой 260 °С содержание водяного пара в пластовом газе даже при начальных значениях давления и температуры достигает 10,2 об. %.

Выводы и рекомендации, изложенные в диссертационной работе, отражены в научных публикациях, что позволяет специалистам нефтегазовой отрасли использовать их в научной и практической работе.

Методы исследования, фактический материал и личный вклад

В работе использованы результаты комплексных предшествующих исследований показателей разработки низко—, средне- и высокотемпературных отечественных и зарубежных газовых и газоконденсатных месторождений с учетом фазовых переходов воды и углеводородов.

Автор принимал непосредственное участие в разработке программы расчета влагосодержания пластового газа. Впервые для низкотемпературных месторождений с гигантскими запасами (Ямбургское, Бованенковское) выполнена оценка поступления конденсационных вод на поверхность с добываемым газом.

Впервые для гигантского газоконденсатного месторождения вЕ, разрабатываемого с применением сайклинг-процесса, показана возможность дополнительного извлечения газоконденсата за счет испарения ретроградного флюида в нагнетаемый сухой газ, от испарения этого же флюида в водяной пар, образовавшийся от испарения остаточной воды сухим газом, а также от повышенного потенциального содержания С5+в за счет парциального давления паров углеводородов.

Впервые исследованы особенности основных показателей разработки высокотемпературных (200 и 260 °С) газовых залежей, результаты которых могут быть положены в основу проектирования разработки подобных месторождений уже в настоящее время.

Соответствие паспорту специальности

Диссертационная работа соответствует специальности 25.00.17 — разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, пунктам, указанным в формуле специальности: проектирование и управление природно-техногенных систем при извлечении из недр углеводородов (природного газа) на базе рационального недропользования, включающего экологически безопасные и рентабельные геотехнологии освоения недр.

В разделе «Область исследования» содержание диссертации соответствует

1 пункту: Промыслово-геологическое (горно-геологическое) строение залежей и месторождений углеводородов и подземных хранилищ газа, пластовых резервуаров и свойства насыщающих их флюидов с целью разработки научных основ геолого-информационного обеспечения ввода в промышленную эксплуатацию месторождений углеводородов и подземных хранилищ газа.

2 пункту: Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа.

Отрасль наук - технические науки.

Апробация работы

Основные результаты диссертационной работы докладывались на всероссийских и региональных конференциях: 4-я Международная конференция Европейской Ассоциации геоученых и инженеров (г. Санкт-Петербург, 2010); Всероссийская научно-практическая конференция «Современные проблемы геологии, геофизики и геоэкологии Северного Кавказа» (г. Грозный, 2011); Всероссийская конференция с участием иностранных учёных «Геологическая эволюция взаимодействия воды с горными породами» (г. Томск, 2012); Fourteenth International Symposium on Water-Rock Interaction, WRI 14 (Франция, г. Авиньон, 2013); научно-практические конференции ОАО «СевКавНИПИгаз» «Газовой отрасли -энергию молодых ученых» (г. Ставрополь, 2010 и 2013 гг.); научно-техническая конференция молодых специалистов ООО «НК «Роснефть» -НТЦ» (г. Уфа, 2011); молодежные научно-практические конференции ООО

«Газпром добыча Ямбург» (г. Новый Уренгой, 2012-2014 гг.); семинары, проводимые в СКФУ (2012-2014 гг.).

По теме диссертации опубликовано 11 работ, в том числе 4 в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях, рекомендованных ВАК.

Объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 144 страницах, включает 54 рисунка, 45 таблиц. Список использованной литературы включает 115 наименований.

Диссертационная работа выполнена под руководством д-ра техн. наук, почетного работника науки и техники РФ, почетного работника газовой промышленности России Бекетова С.Б., которому автор выражает глубокую признательность.

Автор благодарен д-ру техн. наук Закирову С.Н., д-ру техн. наук Керимову А.-Г.Г., канд. техн. наук, доц. Васильеву В.А, канд. физ.-мат. наук Зленко В.Я., д-ру техн. наук Шестериковой P.E., д-ру техн. наук Перейма A.A., д-ру геол.-минерал. наук Петренко В.И., канд. техн. наук Хандзелю A.B. за квалифицированные консультации и поддержку в процессе работы над диссертацией.

1 ОБЗОР ПРЕДШЕСТВУЮЩИХ ИССЛЕДОВАНИЙ.

ОБОСНОВАНИЕ ТЕМАТИКИ ДИССЕРТАЦИИ

В первой половине прошлого века зарубежные учёные обнаружили способность природных газов абсорбировать воду при любых термобарических параметрах в диапазоне докритических температур для чистой воды (374,15 °С), а также её рассолов (400-700 °С) [104-107, 110, 111, 113].

За рубежом в этот же период и позже были выполнены обширные аналитические и экспериментальные исследования [104-111, 113, 114] по фазовым переходам в системе «газ-вода», которые указали на необходимость учитывать присутствие парообразной влаги в пластовых газах газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений при подсчете начальных и текущих запасов газа и конденсата, при определении коэффициента сверхсжимаемости газа, а также его плотности и вязкости, коэффициента пластового объема газа и др. Были также выполнены обширные экспериментальные исследования по фазовым переходам в системах «газ-вода», «газ-высококипящие углеводороды - вода». На основе всех этих экспериментов были изданы соответствующие пособия и рекомендации, переведенные на русский язык [51, 86].

Позже в СССР и России также были выполнены многочисленные аналитические и экспериментальные исследования по определению влагосодержания различных газов в широком диапазоне термобарических параметров, а также по фазовым переходам в парогазовых и парогазоконденсатных системах [1, 3-5, 10, 12, 17, 18, 25, 26, 34, 38, 39, 41, 42, 45, 46, 52-54, 56, 59, 60, 63-66, 74, 76, 77, 88, 91-95, 97].

В настоящее время можно говорить о том, что в виде пара вода находится только в перегретых зонах земной коры, таких как Камчатка, Исландия, Новая Зеландия, Япония и др., в которых температура превышает критическую температуру для «чистой» воды. В целом же в земной коре на

любой глубине в области докритических температур для воды давление настолько высокое, что вода может находиться только в жидкой фазе. И только в случае присутствия в земной коре скопления газа от зародышевых пузырьков до залежей в этой «запретной» для газовой фазы воды зоне присутствует водяной пар в качестве составной части парогазовых систем.

Было установлено, что гомогенные образования природных газов, от зародышевых пузырьков до гигантских газовых залежей, при контакте с водой практически при любых термобарических параметрах в докритической области для воды и ее растворов всегда представлены парогазовой смесью.

В течение продолжительного времени в СССР детально рассматривались проблемы генезиса конденсационных вод [5, 40, 95, 96], определения в л aro содержания пластовых газов [9, 10, 12, 18, 19, 23, 27, 28, 37, 38, 41, 43, 48, 58, 65, 66, 82, 91-95, 98, 103, 115], использования ионного состава конденсационных и пластовых вод для контроля за обводнением эксплуатационных скважин и отдельных газовых и газоконденсатных залежей [9, 12, 19, 29, 57, 99]. При этом следует помнить, что при фазовых переходах флюидов пластового газа происходит фракционирование «растворенных» в них химических элементов [69].

Несмотря на полную теоретическую и практическую доказанность присутствия парообразной влаги в пластовых газах практически всех газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей и ее возможного влияния на их разработку, в России до последнего времени в большинстве случаев не рассматривалось влияние фазовых переходов воды на подсчет начальных и текущих запасов газа и конденсата, а также непосредственно на эксплуатацию реальных месторождений [24, 28, 31, 44, 71, 79, 83]. По-видимому, объясняется это прежде всего тем, что большинство эксплуатируемых отечественных газовых и газоконденсатных месторождений имеют сравнительно низкую пластовую температуру [16, 17, 28], в основном до 50-70 °С, поэтому влагосодержание газа является незначительным. Следует сразу же отметить, что и для низкотемпературных

залежей требуется тщательный контроль за динамикой влагосодержания пластового газа [19], в особенности для месторождений с огромными запасами газа типа Уренгойского, Ямбургского, Бованенковского и др., при разработке которых даже при низком влагосодержании газа извлекаются на поверхность огромные объемы пресных конденсационных вод.

Между тем в различных нефтегазодобывающих регионах мира уже открыты и в дальнейшем будут открываться газовые и газоконденсатные залежи с очень высокой пластовой температурой [30, 67, 68, 70, 72, 80, 84, 85, 102] (таблица 1.1), влагосодержание газа в которых может достигать значительных величин, вплоть до 20 об. % водяного пара в пластовом газе.

Таблица 1.1 - Термобарические параметры в уже открытых газовых и

газоконденсатных месторождениях мира

Месторождение, скважина Т,°С Р, МПа УВ Глубина, м

Инглиш Байю 112 56,2 Г —

Картер-Нокс 114,4 66,2 Г 4670

Бастион-Бей 127,8 58,9 Г 4621

Лак 130 67,8 ГК 5270

Гарден-Сити 137,8 94,4 ГК 4758

Мирненское 142 25,4 ГК 2600

Малосса 155 104,6 ГК 6250

Мейон-Сен-Фо 160 49 Г 5100

Пон Д'Ас 160 51 Г 5170

Русс 160 49 Г 4850

Шонкирхен-Убертиф 176 60,3 ГК 6009

Уошито-Крик 179 63,7 г 5886-6222

Уэст Пиней Вудс 191,6 140 г —

Молв 220 51 г —

Скважина 1 Смит Лиз 260 85 г —

Скважина 1 Бенавадес 291 140 г —

Согласно прогнозам профессора Южного федерального университета А.Н. Резникова, в различных перспективных газоносных регионах России пластовая температура может достигать значительных величин (таблица 1.2).

Таблица 1.2 - Ожидаемые термобарические параметры в залежах на больших глубинах

Площадь Горизонт Глубина Пластовая Пластовое

залегания, км температура, °С давление, МПа

Заманкул 13пс, 32 6,3-7,0 230-245 93-74

Карабулак <Г3ПС, ]2 6,0-6,7 220-235 90-76

Старогрозненская •Г3пс, ]2 7,9-8,6 280-295 101-78

Октябрьская 13пс, ]2 8,6-9,3 300-315 116-89

Малгобек 13пс, ]2 7,3-8,0 260-275 101-79

Хаян-Корт 13пс, 32 7,0-7,7 250-265 99-74

Брагунская 13пс, ]2 8,4-9,1 295-310 111-87

Гудермесская 13пс, 12 8,8-9,5 305-320 114-89

Правобережная 13ПС, ]2 7,5-8,0 265-275 102-75

В качестве эмпирического материала можно привести многочисленные примеры получения конденсационных вод на газовых и газоконденсатных месторождениях мира, которые представляют собой дериват сконденсировавшегося водяного пара, являющегося составной частью любых пластовых газов.

Влагосодержание выражается либо в мольных долях, либо в г/м [37, 86]. Влагосодержание зависит от природы газа (СН4, СО2, Н^, N2 и др.), температуры, давления, минерализации сопряжённой с газом воды [37, 86].

Для лучшего понимания происходящих в газоконденсатных залежах процессов следует отметить, что пластовый газ газовой залежи представлен двумя составляющими: газом-растворителем и водяным паром, т.е. парогазовой системой (рисунок 1.1). Пластовый газ газоконденсатной залежи представлен тремя составными частями: газом-растворителем (газом-абсорбентом), парами высококипящих углеводородов (для

алканов С5+13) и

водяным паром, т.е. парогазоконденсатной системой. Под термином «пластовый газ» каждый раз подразумевается одна из упомянутых систем. Пластовый газ условно рассматривается в качестве гомогенной газовой фазы. В каждой газовой или газоконденсатной залежи соотношение указанных

компонентов индивидуально. При анализе эксплуатации газоконденсатной залежи эффективность её разработки всегда следует определять по достигнутой флюидоотдаче, т.е. по пластовому газу.

Пластовый газ газоконденсатных залежей

ГАЗ-РАСТВОРИТЕЛЬ ■ пары

мННЩН^нНЮШЩН^^Н н'°

н.-в; СОг, N,1

Рисунок 1.1- Флюиды пластового газа газовых и газоконденсатных залежей

В газоконденсатной залежи, разрабатываемой при упруговодонапорном режиме, сопровождающимся снижением пластового давления, одновременно происходят фазовые переходы высококипящих углеводородов (Сб+в), остаточных вод и парообразной влаги (водяной пар пластового газа). При этом пары углеводородов частично конденсируются в пласте, а остаточная вода, наоборот, частично испаряется. Конденсация паров углеводородов сопровождается захватом молекул «чистой» воды, т.е. наряду с испарением остаточной воды одновременно происходит и процесс «конденсации» паров воды (см. раздел 3.6). При сайклинг-процессе закачка сухого газа в пласт обуславливает испарение остаточной воды в количестве, обеспечивающем равновесное состояние пластовой парогазоконденсатной системы. Чем выше пластовая температура, тем масштабнее фазовые переходы воды и углеводородов. Непосредственно для условий реальных месторождений эти процессы изучены недостаточно.

В 70-80 годы прошлого столетия в СССР в научно-исследовательских институтах были созданы программы по расчету влагосодержания газов для различных термобарических параметров газовых и газоконденсатных залежей. Подобная программа была создана и в СевКавНИИгазе на базе

Пластовый газ газовых залежей

ГАЗ-РАСТВОРИТЕЛЬ

(СН,; С,Н,; С,Н„: Ю.Н„; пС.Н ,; Н.Э; СО,, Ы,)

ПАРЫ НгО

вычислительных машин ЕС-1032. В 90-х годах прошлого столетия программа была утеряна.

В связи с тем что в дальнейшем будут открываться газовые и газоконденсатные месторождения со все более жесткими термобарическими параметрами, в которых фазовые переходы воды будут оказывать всё большее влияние на разработку газовых и газоконденсатных залежей, настала необходимость создания новой программы по расчету влагосодержания пластового газа в широком интервале температуры и давления, и оценки влияния фазовых переходов воды на примере ряда уже эксплуатируемых, а также открытых месторождений с высокими пластовыми температурами. В данном случае неучёт газовых эквивалентов конденсата и воды в высокотемпературных месторождениях будет приводить к значительным ошибкам как в подсчете начальных и текущих запасов газа и конденсата, так и в определении газо- и конденсатоотдачи.

Данная работа посвящена проблеме комплексного изучения влияния фазовых переходов воды на разработку газовых и газоконденсатных месторождений, особенно высокотемпературных. Этим, по мнению автора, объясняется актуальность намеченной темы исследований.

2 МЕТОДИКА И ПРОГРАММА РАСЧЕТА ВЛАГОСОДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВЫХ ГАЗОВ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2.1 Разработка алгоритма вычисления влагосодержания газа в широком диапазоне термобарических параметров

Влагосодержание природного газа в частном случае является функцией давления и температуры. При уменьшении давления оно увеличивается, а при уменьшении температуры - снижается. Поскольку истощение газовой залежи происходит практически при постоянной температуре, то влагосодержание пластового газа увеличивается за счет испарения остаточной воды (Ю.П. Коротаев, 1996).

Влагосодержание природных газов является важнейшим параметром, который в значительной степени определяет технологический процесс сбора и подготовки газа к дальнему транспорту на газовом промысле (Б.В. Дегтярев).

Для определения влагосодержания газа в широком диапазоне давления и температуры необходимо разработать новый алгоритм, при этом предполагается отказаться от поиска аналитического уравнения в явной форме.

Влагосодержание пластового газа согласно [37] определяется из

к = 1У0срс,, (2.1)

где ¡¥0 - влагосодержание метановой парогазовой смеси, Ср - поправка на плотность обезвоженного газа, С5 - поправка на минерализацию остаточной воды.

В качестве искомого алгоритма расчетов предполагается в соответствующей программе учесть следующее. В диапазоне температур от минус 40 до плюс 40 °С заслуживает быть используемой следующая наиболее приемлемая формула [58]:

„. 0,09807 х Л

WQ =—-+ 0,0418x2?,

(2.2)

ГДе A = е0.0«5х(Г-273.15)-0.00027,(Г-273,15)2 ? Q = еО,05^(Г-273.,5)-0,0002,(Г-273.15)г ^ p _ давленИе5 МПэ;

T - температура, К.

Для расширения интервалов давления и температуры представляется целесообразным использовать экспериментальные данные влагосодержания пластового газа по Олдсу (Olds) [64] (таблица 2.1), а также важные для алгоритма табличные значения свойств водяных паров в газовой фазе от давлений и температур, заимствованные из работы [95] (таблица 2.2). Таблица 2.1 - Влагосодержание метана (мол. д.) при различных давлениях и

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Петренко, Николай Николаевич, 2015 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ источников

1. Алиев, 3. С. Газогидродинамические основы исследования скважин на газоконденсатность / З.С Алиев, Р.Н. Исмагилов. - М.: ООО «Издательский дом Недра», 2012. - 214 с.

2. Асланов, Ш. С. О возможности извлечения выпавшего конденсата из газоконденсатного пласта на поздней стадии разработки / Ш. С. Асланов, Б. О. Хадыркулиев. - Изв. вузов, сер.: «Нефть и газ», 1970. - №7. - С. 39-42.

3. Ашмян, К. Д. О растворимости метана и азота в воде при высоких температуре и давлении / К. Д. Ашмян, В. Г. Скрипка, А. Ю. Намиот. Геохимия. - 1984. - С. 580-581.

4. Базаев, А. Р. Увеличение объема воды при растворимости в ней метана / А. Р. Базаев, В. Г. Скрипка, А. Ю. Намиот // Газовая промышленность. - 1977. - № 2. - С. 39.

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

6. Белецкая, С. Н. Влияние влаги на извлечение рассеянных битумоидов из осадочных пород сжатым газом / С. Н. Белецкая // Органическое вещество подземных вод и его значение для нефтяной геологии. - М.: ВНИИОЭНГ, 1967. - С. 290-298.

7. Белецкая, С. Н. Первичная миграция нефти / С. Н. Белецкая // Мин-во геол. СССР, Всесоюз. нефт. науч.-исслед. геол.-развед. ин-т. - М.: Недра, 1990. -288 с.

8. Белецкая, С. Н. Экспериментальное изучение механизма первичной миграции рассеянных битумов из осадочных пород в однофазном газовом состоянии / С. Н. Белецкая // Генезис нефти и газа. - М.: ИГИРГИ, 1968. - С. 420-428.

9. Быков, И. Д. Номограмма для контроля за обводнением газовых скважин пластовыми водами / И. Д. Быков, Н. Д. Илыощенко // Газовая промышленность. - 1973. - №7. - С. 6-8.

10. Бюкачек, Р. Ф. Равновесное содержание влаги в природных газах / Р. Ф. Бюкачек // Тр. Института газовых технологий. - Чикаго, 1956. (Пер. с англ.; ВНИИГАЗ, 1959) - 55 с.

11. Вернадский, В. И. Очерки геохимии / В. И. Вернадский // 7-е (4-е русское) издание. - М.: Наука, 1983. - 422 с.

12. Взаимосвязь природных газов и воды / В. И. Петренко, Н. В. Петренко, В. Г. Хадыкин, В. Д. Щугорев. - М.: Недра, 1995. - 279 с.

13. Влияние обводнения многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений на их разработку / Г. В. Рассохин, И. А. Леонтьев, В. И. Петренко, П. Т. Шмыгля, Ю. В. Коноплев. - М.: Недра, 1973. - 262 с.

14. Внутренний флюидонапорный режим газовых и газоконденсатных месторождений / Е.Ю. Ус, В.И. Петренко, И.Л. Романенко, М.А. Чеботарева // Материалы XI регион, науч.-техн. конф. «Вузовская наука - СевероКавказскому региону». Т. 1-й «Естественные и точные науки. Технические и прикладные науки». — Ставрополь: СевКавГТУ, 2007. - С. 47-49.

15. Вукалович, М. П. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара / М. П. Вукалович, С. Л. Ривкин, А. А. Александров. - М.: Наука, 1969. - 169 с.

16. Газовые и газоконденсатные месторождения. Справочник / Под ред. В. Г. Васильева, И.П. Жабрева. - М.: Недра, 1975. - 527 с.

17. Геология и геохимия природных горючих газов. Справочник / Под редакцией И.В. Высоцкого. -М.: Недра, 1990. - 315 с.

18. Геолого-геохимическая роль газоэвапоригенной влаги природных парогазовых систем / В. И. Петренко, В. В. Зиновьев, Н. В. Петренко, В. Я. Зленко, С. Б. Остроухов // Актуальные проблемы поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа / Тез. науч.-практ.конф. (к 70-летию ИГиРГИ), Москва, 6-7 июля 2004: - М.: «НИА-Природа», 2004. - С. 24-25.

19. Геолого-геохимические процессы в газоконденсатных месторождениях и ПХГ / В. И. Петренко, В. В. Зиновьев, В. Я. Зленко, И. В. Зиновьев, С. Б. Остроухов, Н. В. Петренко. - М.: Недра, 2003. - 511 с.

20. Гербер, М. И. О первичной миграции в газовой фазе / М. И. Гербер, Т. П. Жузе, Е. В. Поткова // Миграция нефти и газа и фазовые равновесия в УВ системах при высоких давлениях. - М.: ИГиРГИ, 1969. - С. 83-95.

21. Гербер, М. И. Природные сжатые газы как вероятный фактор миграции нефти из материнских пород / М. И. Гербер, М. Ф. Двали. -Ленинград: Гостоптехиздат, 1961. - 83 с.

22. Грассо, Ж. Р. Роль жидкостей в механизме возникновения очагов нестабильности в верхней части земной коры на примере добычи углеводородов / Ж. Р. Грассо, Д. Фурментро, В. Мори // Механика горных пород применительно к проблемам разведки и добычи нефти: Пер. с англ. и фр. / Под ред. В. Мори и Д. Фурментро. - М.: Мир, 1994. - С. 290-299.

23. Гриценко, А. И. Научные основы промысловой обработки углеводородного сырья / А. И. Гриценко. - М.: Недра, 1977. - 239 с.

24. Гришин, Ф. А. Подсчет запасов нефти и газа в США / Ф. А. Гришин. - М.: Недра, 1993. - 350 с.

25. Гуревич, Г. Р. Методы увеличения конденсатоотдачи пласта / Г. Р. Гуревич // Газовая промышленность. - 1984. - №10. - С. 27-29.

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

27. Дегтярёв, Б. В. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных районах / Б. В. Дегтярёв, Э. Б. Бухгалтер. - М.: Недра, 1976.- 196 с.

28. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство в 2-х томах / Под ред. Ю. П. Коротаева, Р. Д. Маргулова. М.: Недра, 1984. Том I - 360 е., том II - 288 с.

29. Дюкалова, Е. В. Результаты гидрохимического контроля за разработкой Медвежьего газового месторождения / Е. В. Дюкалова, С. В. Дюкалов // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - 1977. - вып. 7. - С. 7—11.

30. Ергин, Д. Добыча: Всемирная история борьбы за нефть, деньги и власть / Д. Ергин: Пер. с англ. - М.: Альпина Паблишер, 2012. - 944 с.

31. Жданов, М. А. Методика и подсчет запасов нефти и газа / М. А. Жданов, В. Р. Лисунов, Ф. А. Гришин. - М.: Недра, 1967. - 403 с.

32. Жузе, Т. П. Извлечение нефти из нефтеносных пород сжатыми углеводородными газами / Т. П. Жузе, Т. П. Сафронова, Р. С. Раскина // В сб. Новости нефтяной и газовой техники. Нефтепромысловое дело. - М.: ГОСИНТИ, 1961. -№9. - С. 32-35.

33. Жузе, Т. П. Экспериментальное исследование закономерностей переноса углеводородов (битума) через осадочные породы сжатыми газами / Т. П. Жузе, Т. П. Сафронова // Генезис нефти и газа. - М.: «Недра», 1967. - С. 404-412.

34. Закиров, С. Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений / С. Н. Закиров. - М.: Струна, 1998. -628 с.

35. Извлечение битума, рассеянного в осадочных породах, сжатыми газами и изучение его состава / М. И. Гербер, Т. П. Жузе, В. С. Орлова, В. П. Кондратьев, Е. В. Поткова, А. В. Гусарев // Генезис нефти и газа. - М.: «Недра», 1967. - С. 412-420.

36. Изучение закономерностей фильтрации растворов углеводородов и нефти в сжатом газе через глинистые породы / Т. П. Сафронова, Т. П. Жузе, А. В. Сушилин, Е. В. Кузнецова // Миграция нефти и газа и фазовые равновесия в углеводородных системах при высоких давлениях. - М.: ИГиРГИ, 1969.-С. 17-27.

37. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / под ред. Г. А. Зотова, 3. С. Алиева. -М.: Недра, 1980.-301 с.

38. Инструкция по расчету влагосодержания природного газа. -Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1982. - 59 с.

39. Исаев, В. П. Термодинамические аспекты геохимии природных газов / В. П. Исаев. - Иркутск: Изд-во Иркут. ун-та, 1991. - Ч. 2. - 192 с.

40. Исследование водных конденсатов скважин газоконденсатных месторождений Краснодарского края / К. С. Зарембо, Н. Е. Легезин, 3. П. Обухова, А. А. Кутовая // Газовая промышленность. - 1966. - №11. - С. 1012.

41. Истомин, В. А. Методика и результаты расчета двухфазных равновесий природного газа с конденсированной водной фазой / В. А. Истомин, В. Г. Квон. // Актуальные проблемы освоения газовых месторождений Крайнего Севера. - М.: ВНИИГАЗ, 1995. - С. 180-204.

42. Истомин, В. А. Простые эмпирические формулы для расчета влагосодержания сжатого метана при равновесии с водными фазами (вода, лед, гидраты) при температурах ниже 273,15 К / В. А. Истомин // НТС. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. - М.: ИРЦ Газпром. - 1995. - № 12. - С. 9-13.

43. Касперович, А. Г. Определение рациональной глубины осушки природного газа на месторождениях Крайнего Севера и исследование основных вопросов ее обеспечения на абсорбционных установках: дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17 / А. Г. Касперович. - Тюмень: ТюменНИИГипрогаз, 1980. - 168 с.

44. Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. Приказ МПР России от 01.11.2005 №298 // Геология нефти и газа. -2008.-№2.-С. 67-70.

45. Колодий, В. В. Подземные конденсационные и солюционные воды нефтяных, газоконденсатных и газовых месторождений / В. В. Колодий. -Киев: Наукова думка, 1975. - 124 с.

46. Конденсатоотдача АГКМ - исследования и расчеты / В. И. Лапшин, А. Ф. Ильин, В. В. Елфимов, А. И. Масленников // Проблемы освоения Астраханского газоконденсатного месторождения. Научные труды АНИПИгаз. - Астрахань ИПЦ «Факел» ООО «Астраханьгазпром», 1999. - С. 59-61.

47. Кондрат, Р. М. Исследование вытеснения выпавшего в пористой среде конденсата водой / Р. М. Кондрат, М. М. Билецкий. - Экспресс-информация ВНИИЭгазпрома «Геология, бурение и разработка газовых месторождений», 1976. - №5. - С. 29-31.

48. Контроль за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений / Г. В. Рассохин, И. А. Леонтьев, В. И. Петренко, Н. И. Белый, С. П. Омесь. - М.: Недра, 1979. - 272 с.

49. Корценштейн, В. Н. Водонапорные системы крупнейших газовых и газоконденсатных месторождений СССР / В. Н. Корценштейн. - М.: Недра, 1977.-247 с.

50. Косяков, Н. Е. Растворимость влаги в сжатых аргоне, метане и гелии при низких температурах / Н. Е. Косяков, Б. И. Ивченко, П. П. Криштона // Журнал прикладной химии. - Т. 52. - 1979. - № 4. - С. 922-928.

51. Крафт, Б. С. Прикладной курс технологии добычи нефти / Б. С. Крафт, М. Ф. Хокинс. - М.: Гостоптехиздат, 1963. - 660 с.

52. Лапшин, В. И. Экспериментальная и аналитическая оценка критических параметров газожидкостных систем сложного состава / В. И. Лапшин // Проблемы освоения Астраханского газоконденсатного месторождения. Научные труды АНИПИгаз. - Астрахань ИПЦ «Факел» ООО «Астраханьгазпром», 1999. - С. 64-68.

53. Лапшин, В. И. Экспериментальные исследования влияния сероводорода и углекислого газа на фазовое состояние углеводородных

газоконденсатных систем / В. И. Лапшин // Проблемы освоения Астраханского газоконденсатного месторождения. Научные труды АНИПИгаз. - Астрахань ИПЦ «Факел» ООО «Астраханьгазпром», 1999. - С. 72-74.

54. Лапшин, В. И. Экспериментальные исследования фазового состояния пластовой смеси Астраханского газоконденсатного месторождения / В. И. Лапшин, Ю. Ю. Круглов, А. П. Желтов. - Геология нефти и газа, 1987. - №2. - С. 41-43.

55. Леонтьев, И. А. Контроль за процессом обводнения газовых и газоконденсатных месторождений по гидрохимическим показателям / И. А. Леонтьев, В. И. Петренко, Г. В. Рассохин и др. // Темат. науч.-техн. обзор. -М.: ВНИИОЭНГ, 1967. - 48 с.

56. Лобастова, Г. С. Прогнозирование влагосодержания газа в системах газодобычи: дис.... канд. техн. наук: 25.00.17 / Лобастова Гелена Сергеевна. — Уфа, 2003.-153 с.

57. Лубянская, М. Г. Гидрохимический способ оценки степени обводнения скважин / М. Г. Лубянская, Л. Ю. Андреева // Газовая промышленность. - 1983. - № 7. - С. 39-40.

58. Лычаков, В. А. Влияние минерализации пластовых вод на равновесные условия гидратообразования / В. А. Лычаков // Фундаментальные проблемы нефтегазовой гидрогеологии. -М.: ГЕОС, 2005. - С. 305-309.

59. Масленникова, В. Я. Растворимость воды в сжатом азоте / В. Я. Масленникова, Н. А. Вдовина // Физическая химия, 1971. - Т. XV. - №9. - С. 2384-2388.

60. Методы расчеты добычи ретроградных углеводородов при нагнетании в газоконденсатый пласт неравновесного газа / Р. М. Тер-Саркисов, Н. А. Гужов, М. И. Фадеев, Д. В. Попов, В. Г. Подюк, Ю. В. Платовский // Севергазпром: союз науки и производства в области геологии,

разработки месторождений и транспорта газа в Тимано-Печорской провинции. - Ухта: «Севернипигаз», 1999. - С. 129-139.

61. Мори, В. Газовое месторождение Лак (Франция): контроль за вызванным проседанием и влияние сейсмоактивности на газодобычу / В. Мори, Ж. Р. Грассо, Ж. Витлинжер // Механика горных пород применительно к проблемам разведки и добычи нефти: Пер. с англ. и фр. / Под ред. В. Мори и Д. Фурментро. - М.: Мир, 1994. - С. 265-278.

62. Назаренко, В. С. Хронобарометрический анализ размещения коллекторов в осадочно-породных бассейнах / В. С. Назаренко, А. Н. Резников. - Ростов-на-Дону: Издательство «Слово», 2000. - 110 с.

63. Намиот, А. Ю. Влияние растворенной в воде соли на растворимость метана при температурах от 50 до 350 °С / А. Ю. Намиот, В. Г. Скрипка, К. Д. Ашмян//Геохимия.-1979.-№ 1.-С. 147-148.

64. Намиот, А. Ю. Растворимость газов в воде. Справочник / А. Ю. Намиот. - М.: Недра, 1991. - 167 с.

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

66. Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконденсатных систем / А. И. Гриценко, И. А. Гриценко, В. В. Юшкин, Т. Д. Островская. - М.: Недра, 1995. - 432 с.

67. Нефтегазоносность больших глубин / под ред. Н. А. Крылова. - М.: Наука, 1980.- 119 с.

68. Нефть, газ, модернизация общества / под общ. ред. Н. А. Добронравина, О. Л. Маргания. - СПб.: «Экономическая школа» ГУ ВШЭ, 2008.-522 с.

69. Нисельсон, Л. А. Межфазовые коэффициенты распределения. Равновесия кристалл-жидкость и жидкость-пар / Л. А. Нисельсон, А. Г. Ярошевский. - М.: Наука, 1992. - 390 с.

70. Новосилецкий, Р. М. Зоны аномально высоких пластовых давлений и их нефтегазоносность / Р. М. Новосилецкий // Геологический журнал. -1982. - Т. 42. - № 3. - С. 60-70.

71. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа / С. Н. Закиров, Э. С. Закиров, И. С. Закиров и др. - М.: Производственно-издательский комбинат ВИНИТИ, 2004. - 520 с.

72. Олейнов, А. Г. Топливно-энергетический комплекс мира: Учебно-справочное пособие / А. Г. Олейнов. - М.: Навона, 2008. - 472 с.

73. Основы технологии добычи газа / А. X. Мирзаджанзаде, О. Л. Кузнецов, К. С. Басниев, 3. С. Алиев. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 2003.-880 е.: ил.

74. Оценка газотермодинамических параметров пластового газа АГКМ / В. И. Лапшин, В. В. Елфимов, А. И. Масленников, Ж. В. Калачихина, Т. А. Сайфеев // Проблемы освоения Астраханского газоконденсатного месторождения. Научные труды АНИПИгаз. - Астрахань ИПЦ «Факел» ООО «Астраханьгазпром», 1999.-С. 85-87.

75. Паникаровский, Е. В. Методы увеличения продуктивности скважин при разработке Бованенковского месторождения / Е. В. Паникаровский, С. Г. Кочетов // Геология, география и глобальная энергия. - 2010. - № 3. - С. 9598.

76. Перепеличенко, В. Ф. Компонентоотдача нефтегазоконденсатных залежей / В. Ф. Перепеличенко. - М.: Недра, 1990. - 272 с.

77. Петренко, В. И. Влияние паров воды на подсчет начальных запасов газа / В. И. Петренко // Газовая промышленность. - 1985. - № 3. - С. 42.

78. Петренко, В. И. Механизм сопряженной ретроградной конденсации углеводородов и паров воды / В. И. Петренко // Проблемы развития газодобывающей и газотранспортной систем отрасли и их роль в энергетике Северо-Западного региона России. Науч. конф. 18-20 апр. 1995 г., Ухта. — Ухта: СеверНИПИгаз, 1995. С. 86-87.

79. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов / И. Д. Амелин, В. А. Бадьянов, Б. Ю. Венделыитейн и др. - М.: Недра, 1989.-270 с.

80. Поиски нефти и газа на больших глубинах за рубежом / Н. М. Арутюнова, Н. И. Высоцкий, JI. И. Грдзелов и др. // Серия: Нефтегазовая геология и геофизика. - М.: ВНИИОЭНГ, 1978. - 36 с.

81. Радченко, В. В. Двойная конденсация в системе «Газ-конденсат-вода» / В. В. Радченко // Севергазпром: союз науки и производства в области геологии, разработки месторождений и транспорта газа в Тимано-Печорской провинции. - Ухта: «Севернипигаз», 1999. - С. 397^407.

82. Разработка месторождений при упруговодонапорном режиме / Г. В. Рассохин, П. Т. Шмыгля, В. И. Петренко, Г. И. Пикало // Газовое дело. -1966.-№3.-С. 5-8.

83. Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири / А. И. Гриценко, Е. М. Нанивский, О. М. Ермилов, И. С. Немировский. - М.: Недра, 1991. - 304 с.

84. Российская газовая энциклопедия / Гл. ред. Р. Вяхирев. — М.: Большая Российская энциклопедия, 2004. - 527 с.

85. Россия: стратегия развития в XXI веке. Вариант анализа ситуации и прогноза условий устойчивого развития страны: В 2-х частях: Часть II. - М.: Издательский дом «Ноосфера», 1997. — 144 с.

86. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа / Д. JI. Катц, Д. Корнелл, Р. Кобаяши, Ф. X. Поеттманн, Дж. А Вери, Дж. Е. Еленбаас, Ч. Ф. Уайнауг. - М.: Недра, 1965. - 676 с.

87. Связь между извлечением углеводородов, локальными техногенными землетрясениями и крупными региональными землетрясениями на примере Пиренейского района / Ж. Р. Грассо, Ф. Волан, Д. Фурментро, В. Мори // Механика горных пород применительно к проблемам разведки и добычи нефти: Пер. с англ. и фр. / Под ред. В. Мори и Д. Фурментро. - М.: Мир, 1994. - С. 279-289.

88. Скрипка, В. Г. Испарение углеводородов в водяной пар и растворимость воды в углеводородах при высоких температурах / В.Г. Скрипка // Разработка нефтяных месторождений и гидродинамика пласта. Труды ВНИИ, вып. ЬХ1. - М.: Недра, 1976. - С. 139-151.

89. Создание теоретических основ разработки высокотемпературных газовых и газоконденсатных месторождений с учётом фазовых переходов углеводородов и воды / В. И. Петренко, В. Я. Зленко, В. М. Башкин, Н. Н. Петренко, О. С. Васильцова. - Ставрополь: СевКавГТУ, 2009. - 81 с.

90. Справочник по эксплуатации нефтяных месторождений / под ред. 3. А. Савиной. - М.: Недра, 1965. Т. 2. - 990 с.

91. Степанова, Г. С. Влияние различных факторов на коэффициент извлечения конденсата из пласта при закачке газа / Г. С. Степанова // Нефтяное хозяйство. - 1972. - №7. - С. 30-33.

92. Степанова, Г. С. Методы определения фазовых переходов пластовых смесей / Г. С. Степанова, О. Б. Качалов, С. Л. Критская // Газовая промышленность. - 1975. - №10. - С. 30-33.

93. Степанова, Г. С. Прогнозные определения коэффициента извлечения конденсата из пласта / Г. С. Степанова, С. Л. Критская // Газовая промышленность. - 1978. - №3. - С. 61-62.

94. Степанова, Г. С. Фазовые превращения в месторождениях нефти и газа / Г. С. Степанова. - М.: Недра, 1983.- 192 с.

95. Султанов, Б. И. Влагосодержание метана при высоких температурах и давлениях / Б. И. Султанов, В. Г. Скрипка, А. Ю. Намиот // Газовая промышленность. - 1971. - № 4. - С. 6-8.

96. Султанов, Б. И. Глубинные конденсатные воды газоконденсатных месторождений и условия их формирования / Б. И. Султанов // Докл. АН Азербайдж. ССР. - 1961. - Т. XVII. - №12. - С.1165-1167.

97. Тер-Саркисов, Р. М. Влияние воды на фазовые переходы пластовых газоконденсатных систем / Р. М. Тер-Саркисов, В. В. Радченко // Севергазпром: союз науки и производства в области геологии, разработки

месторождений и транспорта газа в Тимано-Печорской провинции. - Ухта: «Севернипигаз», 1999. С. 388-397.

98. Тер-Саркисов, Р. М. Разработка месторождений природных газов / Р. М. Тер-Саркисов. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999. - 659 с.

99. Технология глубинных нефтегазопоисковых гидрогеологических исследований / В. П. Ильченко, Б. П. Акулинчев, Ю. Г. Гирин и др. - М.: Недра, 1992. - 173 с.

100. Ханин, А. А. Породы - коллекторы нефти и газа и их изучение / А. А. Ханин. - М.: «Недра», 1969. - 363 с.

101. Характеристика зон аномально высоких пластовых разрабатываемых месторождений в основных газодобывающих регионах / П. П. Иванчук, В. Л. Виноградов, Е. А. Соловьев, Н. Н. Морева // Научно-техн. обзор. - М.: ВНИИЭгазпром, 1983. - вып. 1. - 54 с.

102. Черных, В. А. Опыт освоения глубокозалегающих газовых месторождений сложного состава с аномально высоким пластовым давлением / В. А. Черных, П. Т. Шмыгля // Газовая промышленность, обзорная информация, сер.: Передовой производственный опыт в газовой промышленности. - М.: ВНИИЭгазпром, 1985. - 52 с.

103. Экспериментальные и аналитические исследования влагосодержания пластового газа АГКМ и его влияния на фазовые характеристики / В. И. Лапшин, А. Ф. Ильин, В. В. Елфимов, А. И. Масленников // Проблемы освоения Астраханского газоконденсатного месторождения. Научные труды АНИПИгаз. - Астрахань ИПЦ «Факел» ООО «Астраханьгазпром», 1999. - С. 78-82.

104. Bartlett, Е.Р. The concentration of water vapor in compressed hydrogen, nitrogen and a mixture of these gases in the presence of condensed water / E.P. Bartlett // J. Am. Chem. Soc. - 1927. - № 49. - P. 65-78.

105. Brickell, W. F. Determination of Water Vapor In Natural Gas by Direct Chemical Method / W. F. Brickell // Petroleum Engineer. - PENGA, 1952. - Vol. 24.-P. 58.

106. Brooks, W. B. Mutual Solubility of Light Hydrocarbon-Water Systems / W. B. Brooks, G. B. Gibbs, J. Jr. McKetta // Petrol. Refiner. - 1951. - №10. - P. 118-120.

107. Brooks, W. B. The I-butane-water system in the vapor and three-phase regions / W. B. Brooks, J. E. Haughn, J. J. McKetta // Petrol. Refiner. - 1955. -№34 (8).-P. 129-130.

108. Coxe, B. Wellhead innovations for hot high-pressure wells / B. Coxe, C.L. Pyle // Journal of Petroleum Technology. Vol. 35. - 1983. - № 2. - P. 284290.

109. Culberson, O. L. Phase Equilibria In Hydrocarbon-Water Systems IV -Vapor-Liquid Equilibrium Constants in the Methane-Water and Ethane-Water Systems / O. L. Culbertson, J. J. McKetta Jr. // Journal of Petroleum Technology. Vol.3. - 1951. -№11. - P. 297-300.

110. De Witte, A. J. Saturation and porosity from electric logs in shaly sands / A. J. De Witte // Oil and gas. Vol.55. - 1957. - №4. - P. 89-93.

111. Dodson, C. R. Pressure-volume-temperature and solubility relations for natural gas water mixtures / C. R. Dodson, M. B. Standing // American Petroleum Institute Drilling and Production Practices. - 1944. - P. 173-179.

112. Geodynamiqus des fluides dans le cadre du gisement de Hassi R'Mel / T. Ghalem, M. Terkmani, V. Petrenko, V. Potukaev // 4-eme Seminaire National des Science de la Terre, Alger, 5-7 Juin 1982: Resumes. - Alger: Centre National de Recherches etd'Applications des Geosciences (C.R.A.G.), Institut des Sciences de la Terre (I.S.T.), 1982. - P. 46.

113. Kobayashi, R. Vapor-liquid equilibrium for binary hydrocarbon-water systems / R. Kobayashi, D. L. Katz // Ind. Eng. Chem. - 1953. - №45. - P. 440446.

114. Oellrich L.R. GERG - water correlation / L.R. Oellrich, K. Althaus et al. // GERG Technical monograph 14. - Karlsruhe, 2000. - 168 p.

115. Rabinovich, V.A. Moist gases: thermodynamic properties / V. A. Rabinovich, V. C. Beketov. - New York: Begell House Inc, 1995. - 294 p.