Влияние термодинамических процессов на конденсатоотдачу при разработке нефтегазоконденсатных месторождений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Инякина Екатерина Ивановна

• Инякина Екатерина Ивановна
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Инякина Екатерина Ивановна

1.2.3 Методические подходы к определению коэффициента сверхсжимаемости газа

1.3 Обоснование выбора оборудования для исследования фазовых процессов пластовых систем

1.4 Определение представительности проб при рекомбинировании пластового флюида

1.5 Методики исследований многокомпонентных пластовых систем на оборудовании Chandler Engineering

1.6 Анализ прогнозных значений основных проектных параметров разработки месторождения

Выводы по разделу

2 ОБОСНОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ НА КИК КОНДЕНСАЦИОННЫХ ВОД В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Оценка влияния фазовых процессов воды на разработку газоконденсатных залежей

2.2 Экспериментальные исследования влияния паров воды на величину коэффициента извлечения конденсата

Выводы по разделу

3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАВИСИМОСТИ КИК ОТ ПРИСУТСТВИЯ НЕФТИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

3.1 Оценка доли попутной нефти в продукции добывающих скважин

3.2 Экспериментальные исследования влияния на величину конденсатоотдачи примеси нефти в пластовой системе

Выводы по разделу

4 ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ НЕРАВНОМЕРНОГО ВВОДА ОБЪЕКТОВ В РАЗРАБОТКУ НА ВЕЛИЧИНУ КОНДЕНСАТООТДАЧИ

4.1 Анализ особенностей ввода в разработку эксплуатационных объектов Уренгойского месторождения

4.2 Экспериментальные исследования зависимости КИК от неравномерного ввода объектов в разработку

Выводы по разделу

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Влияние термодинамических процессов на конденсатоотдачу при разработке нефтегазоконденсатных месторождений»

Актуальность темы

Практика освоения Уренгойского, Берегового, Заполярного, Ямбургского и других нефтегазоконденсатных (НГК) и газоконденсатных месторождений свидетельствует, что фактическое содержание конденсата в добываемом газе и коэффициент извлечения конденсата (КИК) при истощении пластовой энергии, не соответствует прогнозной величине. Это обусловлено тем, что степень достоверности планируемых результатов разработки во многом определяется изученностью влияния физико-химических и термодинамических процессов в газоконденсатной системе залежи на конденсатоотдачу. Величина КИК зависит как от геолого-физических свойств залежи, так и от термодинамических процессов конденсации углеводородных систем. В результате некачественного определения термодинамических процессов, происходящих в залежи двухфазного типа и физико-химических свойств пластовых флюидов получают искаженные данные о характеристиках углеводородных систем и залежах конденсата. Результаты исследований причин отклонения прогнозной величины КИК от фактической в процессе разработки позволяют проектировать и реализовывать корректирующие мероприятия.

Снижение КИК, например, в валанжинских залежах Уренгойского месторождения происходит в результате увеличения объема рассеянной нефти и пластовой воды в продукции добывающих скважин. Повышенное содержание тяжелых фракций в составе добываемого газа, характерное для многопластовых месторождений, обусловливает нарушение термодинамических процессов углеводородных смесей. Разновременный ввод объектов разработки в эксплуатацию приводит к образованию глубоких воронок пластового давления, вызывающих увеличение пластовых потерь конденсата. Таким образом, выявление характера и степени влияния термодинамических процессов в залежи на величину извлечения конденсата, позволит обоснованно решать актуальную

задачу прогнозирования компонентоотдачи для реализуемой системы разработки месторождения.

Цель диссертационной работы

Исследование закономерностей изменения величины конденсатоотдачи при разработке нефтегазоконденсатных залежей путем изучения основных термодинамических процессов экспериментальными методами.

Задачи исследования

1. Анализ факторов, оказывающих влияние на величину коэффициента извлечения конденсата в условиях разработки нефтегазоконденсатных месторождений.

2. Исследование влияния термодинамических процессов на изменение значений коэффициента извлечения конденсата при наличии паров воды в углеводородной системе.

3. Обоснование изменения величины КИК в зависимости от количества пластовой нефти в продукции добывающих скважин.

4. Изучение влияния неравномерного ввода залежей в разработку на текущую величину КИК.

5. Прогнозирование конденсатоотдачи при разработке валанжинских залежей Уренгойского месторождения на основе проведенных лабораторных термодинамических исследований.

Научная новизна

1. Выявлены закономерности изменения величины конденсатоотдачи на основе технологических показателей разработки валанжинских залежей на расхождение фактической и прогнозной величины КИК.

2. Определена экспериментальными методами зависимость пластовых потерь конденсата от содержания паров воды и наличия нефти в углеводородной смеси, которая позволит повысить точность оценки КИК на стадии проектирования разработки.

3. Установлено, что для нефтегазоконденсатных залежей Уренгойского месторождения на величину КИК существенное влияние оказывает

разновременный ввод объектов в разработку по причине проявления эффекта контактной конденсации.

Основные защищаемые положения

1. Экспериментальное обоснование влияния на КИК содержания в газоконденсатной системе паров воды и наличия примеси нефти.

2. Зависимость коэффициента извлечения конденсата от процессов неравномерности ввода объектов разработки в эксплуатацию.

3. Результаты исследования влияния термодинамических процессов на прогнозную величину КИК на основе обобщения экспериментальных результатов для реализуемой системы разработки.

Теоретическая и практическая значимость работы

1. С учетом особенностей термодинамических процессов выполнена обобщенная оценка экспериментальных результатов изменения КИК, определены пластовые потери конденсата и обоснованы уточненные прогнозные значения КИК для реализуемой системы разработки.

2. Полученные результаты экспериментальных РУТ-исследований и предложенный подход к учету факторов, влияющих на значения коэффициента извлечения конденсата, позволят уточнить уровни добычи конденсата с учетом текущего состояния разработки нефтегазоконденсатных залежей и использовать результаты при выборе оптимального варианта разработки.

Степень разработанности темы исследования

В развитие теоретических и экспериментальных исследований термодинамических процессов углеводородных систем, в изучение свойств многокомпонентных смесей большой вклад внесли многие отечественные ученые: З.С. Алиев, Г.И. Баренблат, К.С. Басниев, А.И. Брусиловский, Т.А. Ботнева, А.С. Великовский, А.И. Гриценко, Н.А. Гужов, Г.Р. Гуревич,

A.И. Дзюбенко, А.Г. Дурмишьян, Н.А. Еременко, О.М. Ермилов, А.И. Ермолаев, К.Е. Зинченко, С.Н. Закиров, Э.С. Закиров, Л.М. Зорькин, Л.А. Ильченко,

B.В. Истомин, Ю.М. Корчашкин, Ю.П. Коротаев, В.И. Лапшин, Ю.Ф. Макогон, А.Х. Мирзаджанзаде, А.А. Мосин, А.Ю. Намиот, А.И. Пономарев и др.

В работах Т.Д. Островской, В.И. Петренко, Е.И. Петрушевского, В.В. Радченко, Г.С. Степановой, Тер-Саркисова, H.A. Тривуса, О.Ф. Худякова, А.Б. Цатурянца, П.Т. Шмыгли, В.В. Юшкина, С.М. Лютомского и др. рассмотрены способы расчета физико-химических свойств пластовых газов и термодинамические аспекты конденсации углеводородов и прогнозирование коэффициента извлечения конденсата.

Среди зарубежных исследователей можно выделить работы Д. Катца, К. Додсона, М. Стендинга, И. Мак-Кетта, Е. Мак-Карти, В. Бойда.

Анализ имеющейся информации, посвященной вопросам исследования, показал, что при решении данной задачи экспериментальное термодинамическое моделирование позволяет прогнозировать динамику добычи углеводородного сырья (УВС) и текущего значения КИК для реализуемых систем разработки нефтегазоконденсатных месторождений. Кроме этого, необходимо определить основные проблемы и сложности, которые препятствуют прогнозированию конденсатоотдачи валанжинских залежей стандартными и общепринятыми подходами.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются нефтегазоконденсатные смеси углеводородов валанжинских залежей Уренгойского месторождения; предметом -термодинамические процессы, проходящие в пластовой газоконденсатной системе при наличии паров воды и остаточной нефти.

Методология и методы исследований

Для получения результатов исследования в диссертационной работе использована совокупность научных методов:

1. Статистические методы обработки результатов промысловых данных.

2. Экспериментальные исследования углеводородных смесей методами контактной, дифференциальной и контактно-дифференциальной конденсации с последующим изучением их компонентного состава.

Благодарности

Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю заведующему кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТИУ, д.т.н., профессору С.И. Грачеву, за значимые рекомендации д.т.н, доценту С.Ф. Мулявину, за советы по улучшению работы

д.т.н., профессору А.И. Ермолаеву, а также, д.г-м.н., профессору |А.Н. Лапердину за неоценимый вклад в отдельные аспекты диссертационной работы.

1 ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОБЛЕМ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, ОБУСЛОВЛЕННЫХ ВЛИЯНИЕМ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ

1.1 Термодинамические процессы, влияющие на фазовое состояние пластовых систем нефтегазоконденсатных месторождений

Важным фактором формирования углеводородов в нефтегазоконденсатных месторождениях являются их термодинамические условия. Термодинамические процессы в ходе эксплуатации месторождения оказывают влияние на фазовое состояние газоконденсатных систем. Практика разработки таких месторождений показывает, что многокомпонентные пластовые смеси являются сложными и уникальными углеводородными объектами. Трудность их исследования связана со сложностью получения достоверной информации о фазовом состоянии углеводородов в процессе их разработки.

В развитие теории и экспериментальных исследований газожидкостных систем, моделирование и расчет их свойств, прогнозирование коэффициента извлечения конденсата и термодинамические аспекты конденсации углеводородов большой вклад внесли такие отечественные исследователи, как З.С. Алиев, А.И. Брусиловский, Т.А. Ботнева, А.С. Великовский, А.И. Гриценко, Н.А. Гужов, Г.Р. Гуревич, А.И. Дзюбенко, А.Г. Дурмишьян, Н.А. Еременко, К.Е. Зинченко, Л.М. Зорькин, JI.A. Ильченко, В.В. Истомин, Ю.М. Корчашкин, Ю.П. Коротаев, В.И. Лапшин, Ю.Ф. Макогон, А.Х. Мирзаджанзаде, А.А. Мосин, А.Ю. Намиот, Т.Д. Островская, В.И. Петренко, Е.И. Петрушевский, В.В. Радченко, Г.С. Степанова, P.M. Тер-Саркисов, H.A. Тривус, О.Ф.Худяков, А.Б. Цатурянц, П.Т. Шмыгля, В.В. Юшкин, C.M Лютомский, В.Е. Мискевич, В.К. Федорцов и др.; зарубежные - К. Додсон, Д. Катц, М. Стендинг, И. Мак-Кетт, Е. Мак-Карти, В. Бойда и другие.

Большинство исследователей подчеркивают важность экспериментальных исследований газоконденсатных систем, которые позволяют выявить закономерности их поведения в конкретных условиях.

Особенностью разработки нефтегазоконденсатных месторождений является конденсация высококипящих углеводородов при снижении пластового давления в залежи. Известно, что содержание конденсата в пластовом газе зависит от условий формирования залежи, степени ее насыщенности, наличия нефтяной оторочки и состава пластовой нефти.

Разрабатываемые в настоящее время нефтегазоконденсатные месторождения Крайнего Севера, стратиграфически приуроченные к меловым отложениям, имеют минимальную глубину залежей от 1500 м (Харасавейское месторождение) при пластовом давлении 15,5 МПа и температуре 600С. Валанжинские залежи Уренгойского месторождения открыты на глубинах от 1750 м до 3500 м. В пределах структуры выделяется Северный купол, Центральная приподнятая зона, осложненная более мелкими структурными элементами и Южный купол. Основные продуктивные горизонты нижнего мела соответствуют сортымской свите валанжин-готерива. Диапазон нефтегазоносности нижнемеловых отложений охватывает низы покурской свиты ПК18, ПК21 группы АУ, пласты БУ0-БУ5 (все пласты газонасыщенные), пласты БУ80, БУ8, БУ9, БУ10_п, БУ12 , БУ13, БУ14 (нефтегазонасыщенные), пласты БУ121, БУ122 (газонасыщенные).

По мнению Н.А. Еременко и Т.А. Ботневой [27], повышение молекулярной массы конденсата связано с переходом в газовое состояние более высокомолекулярных компонентов из пластовой нефти. Также И.С. Старобинец отмечал, что значительное влияние на конденсатосодержание пластовых газов оказывают свойства нефти, с которой контактирует газоконденсатная часть залежи [81]. Так, чем выше количество легкокипящих компонентов в нефти, тем выше содержание конденсата в пластовом газе. Повышенному содержанию высококипящих углеводородов в газе способствует также преобладание метановых фракций в составе нефти, а присутствие аренов, наоборот, ведет к

снижению концентрации конденсатов. В.В. Кушниров отмечает, что фактором, обусловливающим растворимость пентанов в пластовом газе, является переход фракций нефти в газовое состояние.

По результатам Я.Д. Саввиной А.С. и Великовского [77], на поведение конденсатов в пластовом газе воздействует нефтяная оторочка. В ряде залежей количественная и качественная характеристики высококипящих углеводородов связаны с типом коллекторов вмещающих отложений. Так, в месторождениях, относящихся к коллекторам терригенного типа, при равных термобарических условиях, потенциальное содержание конденсата в газе обычно выше. Исходя из мозаичного распространения нефтяных оторочек и их значительной неоднородности по эффективным толщинам, на Уренгойском месторождении выделено шесть опытных участков. Нефтяные оторочки приурочены к шести горизонтам нижнемелового продуктивного комплекса БУ8, БУ80, БУ1о-11, БУ121, БУ131, БУ14. Преобладают оторочки следующих типов:

- краевого - в нефтегазовых залежах пластов БУ8 и БУ10;

- подстилающего - в пласте БУ11 и газонефтяной залежи пластов БУ11 и БУ121 Южного купола;

- крыльевого - в пласте БУ131 в пределах Южного купола.

По результатам выполненных расчетов фазовых переходов и диффузионного рассеивания компонентов Г.С. Степановой [85] был сделан вывод, что концентрация пластового газа, имеющего повышенную насыщенность высококипящими фракциями углеводородов, может подтверждать нахождение рядом нефтяной оторочки. На значительных глубинах обнаружена схожесть физико-химических свойств и состава конденсата и нефтей. Газоконденсатные залежи переходного состояния были выделены в одну группу В.Г. Васильевым и др. [14, 86].

На содержание в пластовом газе конденсата существенное влияние оказывают пластовое давление и температура. Это подтверждается работами О.Ф. Худякова, Я.Д. Саввиной [90] и И.С. Старобинеца [82] и других исследователей, которые отмечают, что в области повышенных термобарических

условий при растворении высококипящих углеводородов в метане давление оказывает воздействие на количественные и качественные факторы этого процесса, а влияние температуры - на количественные, и очень слабо - на качественные. Однако прогнозировать значительный рост содержания конденсата с увеличением глубины залежи нельзя, так как реальные данные доказывают увеличение с глубиной роли аренов во фракционном составе конденсатов, имеющих плохую растворимость, в отличие от других групп углеводородных соединений, то есть на больших глубинах действует фактор, уменьшающий способность перехода высококипящих компонентов углеводородов в газовое состояние.

На количество конденсата в газовой фазе оказывает влияние и содержание нафтенов, обладающих повышенной растворимостью в метане, чем арены. Концентрация их с глубиной многопластовых месторождений, как правило, уменьшается. При трансформировании состава конденсата изменения претерпевает также состав газовой фазы углеводородной системы.

Исследование фактического материала, выполненного ООО ИТЦ «Газпром добыча Уренгой» показывает, что увеличение глубины залежи, то есть увеличение пластовой температуры и давления гомологов метана, способствует наилучшей растворимости конденсата в пластовом газе. Таким образом, по площади южного купола Уренгойского месторождения значение параметра (С2+С3+С4)/С1*100 в составе углеводородов от верхних пластов к нижним повышается от 2,6 % до 12 %, а молярная доля конденсата - от 0,15 % до 6 %. В таблице 1.1 приведена физико-химическая характеристика конденсатов Уренгойского месторождения. Параллельно изменению газовой фазы меняется и групповой углеводородный состав конденсата. Причем массовая часть аренов вниз по разрезу месторождения повышается от 2 % до 12 %, а нафтеновых фракций снижается от 73 % до 23 %. Такие же закономерности выявлены для таких газоконденсатных месторождений, как Ханчейское, Юрхаровское, Заполярное и др.

Данные о групповом углеводородном составе конденсатов продуктивных горизонтов Уренгойского месторождения представлены в таблице 1.2.

И.С. Старобинец и другие ученые отмечают, что для пределов каждого региона, чем больше сумма С2+С3+С4 в газообразном состоянии, тем больше залежь насыщенна углеводородами, образующими конденсат. Данная закономерность прослеживается на примере Яро-Яхинского месторождения. В таблице 1.3 приводятся данные о содержании промежуточных углеводородов С2+С3+С4 и потенциальное содержание конденсата в пластовом газе на примере Яро-Яхинского нефтегазоконденсатного месторождения.

Таблица 1.1- Физико-химическая характеристика конденсатов по залежам при начальных условиях разработки Уренгойского месторождения

Наименование Плотность, Молеку- Фракционный состав Т х заст.5

залежи лярная масса, Т Отгон (%) при температуре., °С Т х к.к.5

г/см3 д. ед. °С 10% 50% 90% °С °С

БУ14 0,740 102 44 60 136 274300 311 -36

БУ13 0,739 99 38 59 126 283 296 -

БУ12 0,739 101 44 73 145 278300 336 -38

БУ11 0,749 110 49 75 130 291 359 -44

БУ101 0,735 101 40 65 126 257 337 -53

БУ102 0,740 108 46 70 128 264 298 -49

БУ9 0,741 102 51 74 137 271 329 -41

БУ8 0,735 99 49 72 126 232 298 -54

БУ5-6 0,734 97 52 70 112 249 286 -57

БУ1-2 0,721 94 32 54 111 208 237 -57

АУ9 0,725 99 46 70 121 211 267 -55

ПК21 0,741 100 41 61 129 200 269 -

Таблица 1.2 - Групповой углеводородный состав конденсатов по залежам

Уренгойского месторождения

Залежь Массовая доля углеводородов, %

Ароматических Нафтеновых Метановых

1 2 3 4

БУ14 10,9 27,3 61,8

БУ13 9,8 30,5 59,7

БУ12 (ЦПЗ) 7,0 74,7 18,3

БУ12 (ЮК) 12,7 26,7 60,6

Продолжение таблицы 1.2

1 2 3 4

БУ11 7,8 27,5 61,6

БУ10 9,6 27,9 62,5

БУ9 11,5 36,5 52,0

БУ8 12,4 33,5 54,1

БУ80 10,7 22,7 66,6

БУ1-2 8,1 35,5 56,4

ПК21 0,3 71,0 28,7

Таблица 1.3 - Содержание промежуточных углеводородов С2+С3+С4 и потенциальное содержание конденсата в пластовом газе Яро-Яхинского месторождения

Номер скважины Мольная доля в газе С2+ С3+ С4, % Потенциальное содержание конденсата, г/м3

12 11,854 119,41

45 12,547 128,97

128 12,641 154,43

129 12,967 168,58

При сопоставлении других нефтегазоконденсатных месторождений связь между углеводородным составом газовой фазы и содержанием конденсата может отсутствовать из-за дополнительного влияния на растворимость пентанов других факторов. Причиной этого являются более жесткие термобарические условия месторождений. Порой в пластовых газах с большей концентрацией углеводородов группы С2+С3+С4 растворено меньше конденсата, чем в газах с малым содержанием этих компонентов. Примером этому являются Арктическое, Федоровское и Ен-Яхинское месторождения. Так, Арктическое месторождение при пластовой температуре 750С и давлении 25,0 МПа имеет значение молярной

33

доли в газе С2+С3+С4 12,8 %, содержание конденсата - 135 см /м , массовая доля углеводородов в газе: ароматических- 4 %, нафтеновых - 32 %, метановых - 64 %. По данным, на Ен-Яхинском месторождении при пластовой температуре 820С и давлении 29,20 МПа значение молярной доли в газе - С2+С3+С4 составляет 4,7 %,

содержание конденсата - 452 см /м , массовая доля углеводородов в газе: ароматических- 10 %, нафтеновых - 26 %, метановых - 64 %.

Таком образом, в совокупности для пластовых смесей установить четкую зависимость между содержанием углеводородов С2+С3+С4 в пластовых газах и содержанием в них пентанов сложно из-за влияния на их растворимость и неуглеводородных компонентов, таких как углекислый газ, азот и сероводород.

При рассмотрении влияния термобарических факторов на растворимость конденсата в пластовом газе следует различать насыщенные и недонасыщенные залежи. Насыщенными считаются те, в которых пластовое давления совпадает с давлением начала конденсации пластовой системы. Недонасыщенные газоконденсатные залежи характеризуются аномально высокими пластовыми давлениями. Кроме того, открыты залежи, в которых при снижении пластового давления конденсация высококипящих углеводородов не наступает из-за отсутствия источников поступления пентанов. На месторождениях (Шатлык, Улан-Хол, Даулетабад), при высоких давлениях от 36,50 МПа до 42,0 МПа и температурах от 1370С до 1400С содержание конденсатов составляет всего

33

8,16 см /м . Низкое содержание пентанов в пластовом газе является причиной отсутствия конденсации в этой залежи, так как критическая температура пластовой системы в них ниже температуры в пласте. Насыщенные газоконденсатные залежи зарождаются при наличии в процессах формирования источников газовой фазы высококипящими углеводородами. Как правило, по близости газоконденсатных месторождений присутствуют нефтяные залежи (Самбургское, Кынское, Ханчейское, Яро-Яхинское и др.) или такие как Уренгойское, в которых газоконденсатные залежи подстилаются нефтяными оторочками. Наряду с насыщенными залежами, у которых пластовое давление аналогично гидростатическому, встречаются и недонасыщенные с давлением в пласте выше гидростатического. Недонасыщенность пластовой смеси Уренгойского месторождения ачимовских отложений составляет 77 %. Различная степень недонасыщенности залежей при прочих равных условиях влияет не только на содержание пентанов в пластовом газе, но и на групповой

углеводородный состав газов. Избыточное пластовое давление в залежи позволяет переходить в газообразное состояние труднорастворимых углеводородов аренового ряда, так высокое пластовое давление 69,6 МПа и температура 1150С в

33

залежи Ач5 Уренгойского месторождения содержит 650 см /м конденсата в пластовом газе.

Многими исследователями [66, 83, 87] отмечается, что с появлением в системе двух компонентов и более в закономерностях фазовых процессов возникают свои особенности. В качестве примера ниже на рисунке 1.1 «а» приведена зависимость удельного объема от давления для смеси пентана и гептана с массовой долей последнего 52,5 %. Правая область от пунктирной линии (зона конденсации) - область газового состояния, где изотермы многокомпонентных смесей аналогичны изотермам чистых компонентов. Слева находится область ретроградного испарения углеводородных компонентов. В двухфазной же области многокомпонентных систем встречаются существенные изменения. Для двухфазной области однокомпонентных веществ характер линий является горизонтальным, так как постоянным остается давление до окончательной конденсации. Для многокомпонентных систем в процессе сжатия давление в двухфазной области изменяется до перехода газового состояния в жидкостное. При этом давление начала конденсации системы выше давления парообразования. Затем, после начала конденсации пластовой системы, ее компонентный состав постоянно изменяется в соответствии с давлением и объемом смеси. Многокомпонентные системы имеют свои отличия и в области, лежащей недалеко от критических давлений и температур. Так, критическая область однокомпонентных веществ характеризуется значительными давлениями и температурой, выше которой невозможно одновременно нахождение двух фаз -жидкой и парообразной.

Также для многокомпонентных систем появляются различия и в зависимостях давление - температура. Кривые критических точек не совпадают и создают фазовую кривую, на вид которой дополнительно влияет исходный состав

системы. На рисунке 1.1 изображены диаграммы фазового состояния углеводородных систем.

а)

б)

ю

= 4

С" / / \ V

С 1 7 / / / / / \ \ N. 1 \

// с, 1{/ 1 1 / N —V ■" к

7/ а/ / \ ст

л, ¿1 — 1>

50

100

150

Т«мп«р атур а,' С

200

150

303

Рисунок 1.1 -Диаграммы фазового состояния углеводородных систем: «а» - для смеси н-пентана и н-гептана, содержащей 52,39% н-гептана; «б» - для смесей этана с н-гептаном (точки С', С" и С''' -критические точки смесей, при концентрации 90,21%, 50,26% и 9,9 % этана)

1 - точка начала перехода в парогазовое состояние;

2 - кривая конденсации углеводородов.

Левая и правая области на диаграмме (рисунок 1.1 «б») отвечают давлениям парообразного состояния для этана и н-пентана. В зоне между этими веществами находятся кривые фазовых состояний для системы этана с н-пентаном с массовым содержанием этана 90,23 %, 50,26 % и 9,7 % с отвечающими критическими точками.

Линии А1С', А2С" и А3С'" - линии точек начала газообразования смесей (слева от них система находится в жидком состоянии), В1С', В2С" и В3С"' - линии точек конденсации надлежащих смесей. Ниже и справа от этих линий смесь находится в парообразном состоянии. Между этими линиями точек располагается двухфазная область.

Таким образом, из графической зависимости видно, что с увеличением фракций пентана в смеси переходная область находится вначале слева от экстремума показателей давления, при этом обе фазы должны находиться в равновесии, сдвигаются вправо от нее. Области конденсации и испарения приближаются.

Так как нефтегазоконденсатные системы имеют сложный состав, в котором преобладает метан в смеси, то зависимости фазовых переходов изучают на бинарных смесях отдельных компонентов. Причем исследуемая смесь приводится к тройной системе с метаном в качестве основного компонента, а вторым и третьим - все остальные. Дальнейшие результаты считаются действительными для многокомпонентных углеводородных систем. С целью исследования влияния на фазовое поведение давления, температуры и углеводородных компонентов в работе [79], рассмотрено состояние их бинарных смесей с метаном.

Из диаграммы равновесных составов системы метана с парафиновыми компонентами нормального строения для приведенной температуры Т=800С, изображенных на рисунке 1.2 прослеживается, что кривая точек начала испарения (левая ветвь) и зоны конденсации соединяются в переходной области. Там находится область двухфазного состояния.

О 0,2 0,4 0,6 0,В 1

Молярные доли метана

Рисунок 1.2 - Диаграмма фазовых состояний метана с парафиновыми

углеводородами при Т = 80оС (по А.С. Великовскому и Я.Д. Савиной)

Показано, что для системы метан - гексан: при давлении 20,0 МПа и температуре Т = 800С в компонентном составе жидкости имеется 0,60 молярной доли метана и 0,40 молярной доли гексан в сосуществующем с этой жидкой фазой газе будет содержаться 0,91 молярной доли метана и 0,08 молярной доли С7. Следовательно, с повышением плотности углеводородной системы, необходимо большее давление для перехода в парогазовое состояние.

Переход углеводородов в парогазовое состояние в смеси с метаном с уменьшением температуры замедляется. В условиях равной плотности компонентов, температуры кипения изомерных парафиновых углеводородов невысокие, так как их изомеры наиболее хорошо растворяются в метане, чем нормальные. Данное относится также и к условиям ретроградного испарения -при равных условиях изомерные углеводороды должны переходить в парогазовое состояние в повышенном количестве, чем нормальные углеводороды с той же плотностью. На рисунке 1.3 показано, что в смесях с нафтеновым углеводородом кривые с одинаковой температурой находятся в зоне повышенных давлений, чем в смеси с парафиновым углеводородом. Кривая фазового равновесия углеводородов ароматического ряда находится в зоне более значительных давлений.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Инякина Екатерина Ивановна, 2018 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Амерханов, И. М. Методы и аппаратура для исследования пластовых нефтей и газов / И. М. Амерханов. Обзорная информация. Серия «Нефтепромысловое дело». ВНИИОЭНГ, М., 1978. - 54 с.

2. Артемьев В. Ю. Экспрессный метод определения типа флюида по данным инфракрасной спектрометрии с Фурье преобразованием./ В.Ю. Артемьев, Т.Д. Островская//Материалы геологич. совещания. - Тюмень, 1999. - С. 268-273.

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

4. Баренблатт Г. И. Движение жидкостей и газов в природных пластах. / Г. И. Баренблатт, В. М. Ентов, В. М. Рыжик. - М. : Недра, 1984. - 211 с.

5. Барташевич О. В. Закономерности изменения углеводородного состава и фазового состояния Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции / О. В. Барташевич, Т. Д. Островская // Тр. ин-та ВНИИГаз. - 1982. - С. 92-96.

6. Барташевич О. В. Сравнительный анализ условий формирования многопластовых месторождений Западной Сибири и Аму-Дарьинской впадины / О. В. Барташевич, Т. Д. Островская // Тр. ин-та ВНИИГаз. - 1984. - С. 83-88.

7. Барташевич О. В. Условия формирования многопластовых месторождений / О. В. Барташевич, Т. Д. Островская // Газовая промышленность. - 1985. - №10. - С. 46-47.

8. Басниев К. С. Разработка месторождений природных газов содержащих неуглеводородные компоненты. - М. : Недра, 1986. - 163 с.

9. Баталин О. Ю. Прогнозирование состава пластовой смеси и давления по глубине залегания залежи / О. Ю. Баталин, А. И. Брусиловский, Н. Г. Вафина // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. - 1984. - Вып. 10. - С. 9-11.

10. Белов В. И. К оценке величины минимального дебита, при котором обеспечивается вынос конденсата с забоя скважины / В. И. Белов, Н. А. Тюшев, Ю. И. Ляпкало // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: ВНИИЭГазпром. - М., 1974. - №2. - С. 10-14.

11. Брусиловский А. И. Методы расчета дифференциальной конденсации многокомпонентных систем / А. И. Брусиловский // Тр. МИНХ и ГП им. И.М.Губкина. - 1985. - Вып. 182. - С. 67-77.

12. Брусиловский А. И. Теоретические основы фазовых превращений углеводородных смесей / А. И. Брусиловский. - М. : РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2010.

13. Брусиловский А. И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа / А. И. Брусиловский. - М. : Грааль, 2002. - 575 с.

14. Васильев В. Г. О формировании газовых месторождений в северных районах Тюменской области / В.Г. Васильев, Н.Н. Немченко // Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. - 1970. - № 1. - С. 3-8.

15. Гиматудинов Ш. К. Аналитические методы исследования

парожидкостного состояния природных углеводородных газов / Ш. К. Гиматудинов, А. И. Ширковский. - М.: Недра, 1982. - 311 с.

16. Гриценко А. И. Исследование влияния воды на фазовые превращения газоконденсатных смесей / А. И. Гриценко // Газовое дело. - 1964. - .№4 - С. 3-11.

17. Гриценко А. И., Тер-Саркисов Р. М., Шандырин А. Н. и др. Методы повышения продуктивности газоконденсатных скважин. / А. И. Гриценко, Р. М. Тер-Саркисов, А. Н. Шандырин и др. - М.: Недра, 1997.-364 с.

18. Гриценко А. И. 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.

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

20. Гриценко И. Ю. РУТ - исследования Уренгойского месторождения ачимовская свита / И. Ю. Гриценко, В. В. Юшкин // Изучение углеводородных систем сложного состава. - М. : ВНИИГАЗ, 2000. - С. 12-15.

21. Гужов Н. А. О влиянии капиллярного давления на параметры фазового равновесия пластовой системы / Н. А. Гужов // Сб. Проблемы повышения углеводородоотдачи пласта газоконденсатных месторождений. - М. : ВНИИГАЗ, 1995. - С. 122-130.

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

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

24. Гущин В. А. Диагностика состояния природных углеводородных систем в залежах. - М. : Недра, 1992. - 128 с.

25. Дзюбенко А. И. Новый тип пластовых газоконденсатных систем в Днепровско-Донецкой впадине / А. И. Дзюбенко, Г. С. Степанова // Тр. ин-та ВНИИЭГазпром. - 1978. - С. 3-8.

26. Дурмишьян А. Г. Газоконденсатные месторождения / А. Г. Дурмишьян. - М. : Недра, 1979. -335 с.

27. Еременко Е. А. Геология нефти и газа / Е. А. Еременко. - М. : Недра, 1968. - 291с.

28. Желтовский В. И. Выбор оптимальных условий отбора проб при газоконденсатных исследованиях разведочных скважин / В. И. Желтовский, Ю. М. Корчажкин // Теория и практика разработки газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири. - М. : ВНИИГАЗ, 1985.- С. 110-117.

29. Жузе Т. П. Влияние высоких давлений и температур на содержание и свойства конденсата в газовой фазе газонефтяных месторождений» / Т. П. Жузе, Г. С. Ушакова, Г. Н. Юшкевич // Геохимия. - 1962. - № 8. - С. 689-697.

30. Жузе Т. П. О природе ретроградных явлений в газоконденсатных залежах углеводородов / Т. П. Жузе // Газовая промышленность. - 1992. - № 7. -

С. 23-25.

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

32. Зорькин Л. М. Геохимия газов пластовых вод нефтегазоностных бассейнов. / Л. М. Зорькин. - М. : Недра, 1973. - 251 с.

33. Зотов Г. А., Алиев З. С. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Г. А. Зотов, З. С. Алиев. - М. : Недра, 1980. - 301 с.

34. Коротаев Ю. П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений. / Ю. П. Коротаев. - М. : Недра, 1968. - 320 с.

35. Корчажин Ю. М. Результаты исследований газоконденсатных месторождений / Ю. М. Корчажкин // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: ВНИИЭГазпром. - М., 1980. - № 3. - С. 25-28.

36. Корчажкина И. Ю. Математическое моделирование мероприятий по обработке призабойных зон газоконденстаных скважин различными агентами / И.Ю. Корчажкина // НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ СБОРНИК ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ: ООО «Газпром ВНИИГАЗ». - 2010. - №1. - С. 82-91.

37. Кравцов Н. А. Аналитическое определение содержания конденсата в добываемом газе по пластовым потерям / Н. А. Кравцов, Ю. Г. Чашкин, Р. Б. Эмануилов // Газовое дело. - 1971. - № 10. - С.16-19.

38. Краснов И. И. Экспериментальные исследования фазового поведения многокомпонентных газоконденсатных систем / И. И. Краснов, В. А. Михеева, М. В. Матвеева // Известия ВУЗов. Нефть и газ. - 2006. - №2. - С. 21-26.

39. Краснов И. И. Влияние конденсационной воды на пластовые потери конденсата при разработке Уренгойского месторождения / И. И. Краснов, В. А. Михеева // Тр. Межд. науч. конф. Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела. -Уфа. - 2005. - С. 195-198.

40. Краснов И. И. Аналитический метод определения конденсатоотдачи на основании результатов группового углеводородного состава / И. И. Краснов, О. В. Бутакова // Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела: Материалы межд. науч. конф. -Уфа. - 2005. - С. 239-242.

41. Краснов И. И. Моделирование PVT-свойств углеводородных смесей при разработке газоконденсатных месторождений / И. И. Краснов // Известия ВУЗов. Нефть и газ. - 2009. - №1. - С. 27-31.

42. Краснова Е. И. Анализ влияния способов выработки запасов на коэффициент извлечения углеводородов / Е.И. Краснова // Проблемы геологии и освоения недр. Труды XV международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых, посвященного 110-летию со дня основания горно-геологического образования в Сибири. Том II; Томский политехнический университет. - Томск : Изд-во Томского политехнического университета, 2011. -С. 98-100.

43. Краснова Е. И. Анализ компонентного состава газоконденсатных смесей хроматографическим методом / Е. И. Краснова, А. Г. Мехович, И. И. Краснов // Материалы IV Международной научно-практической конференции «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти». - Ставрополь, 2006. - С. 131-132.

44. Краснова Е. И. Анализ пластовых проб газоконденсатных месторождений с нефтяной оторочкой / Е. И. Краснова // Материалы IV Всероссийской Научно-технической конференции «Современные технологии ТЭК Западной Сибири», 2011г. - С. 97-101.

45. Краснова Е. И. Влияние конденсационной воды на фазовые превращения углеводородов на всех этапах разработки / Е. И. Краснова // Известия вузов. Нефть и газ. - 2012. - №6. - С.44-47.

46. Краснова Е. И. Влияние неравномерности разработки залежи на величину конденсатоотдачи / Е. И. Краснова // Известия вузов. Нефть и газ. -2012. - №5. - С.36-39.

47. Краснова Е. И. Влияние очередности выработки нефтяной и газоконденсатной залежи Ханчейского месторождения на конечную отдачу углеводородов / Е. И. Краснова // Материалы VIII Международного молодежного нефтегазового форума. - Алматы, 2011. - С. 64.

48. Краснова Е. И. Влияния перетоков нефти на конденсатоотдачу в условиях разработки газонефтеконденсатных месторождений / Е. И. Краснова // Геология, география и глобальная энергия. - Астрахань: АГУ, 2012. -№4. - С. 6465.

49. Краснова Е. И. Геолого-технические факторы, влияющие на текущие значения коэффициента конденсатоотдачи / Е. И. Краснова, Т. Д. Островская, И. И. Краснов, В. В. Радченко // Академический журнал Западной Сибири. -2012г. - №6. - С. 65.

50. Краснова Е. И. Изучение особенностей фазовых превращений пластовых систем в присутствии паров воды на примере Ямбургского месторождения / Е. И. Краснова, Е. С. Лапутина // Материалы Западно-Сибирской нефтяной конференции. Инновационные технологии в нефтегазовой отрасли: сборник научных трудов VII ежегодной научно-практической конференции. Тюмень : ТюмГНГУ, 2013. — С. 25-26.

51. Краснова Е. И. Изучение фазовых превращений пластовых смесей с помощью современных лабораторных установок / Е. И. Краснова // Материалы II Международной Научно-практической конференции «Нефтегазовые горизонты» РГУ Нефти и газа им. И.М. Губкина. - Москва, 2010. - С. 213-214.

52. Краснова Е. И. Методика и аппаратура для определения динамической вязкости пластовых систем. / Е. И. Краснова, И. И. Краснов, Н. К. Винокурова, М. В. Матвеева // Материалы III Всероссийской конференции «Аналитические приборы». - Санкт-Петербург, 2008. - С. 152.

53. Краснова Е.И. Методика измерения плотности газонасыщенных смесей прибором ДМА 512 при термодинамических условиях / Е. И. Краснова,

И. И.Краснов, Т. Д. Островская // Материалы III Всероссийской конференции «Аналитические приборы». - Санкт-Петербург, 2008. - С. 153.

54. Краснова Е. И. Методы экспериментальных исследований PVT-свойств газоконденсатных систем / Е.И. Краснова, С.И. Грачев // Материалы II научно-практической конференции с международным участием «Естественные науки: достижения нового века». - Шарджа (ОАЭ). - С. 9.

55. Краснова Е. И. О влиянии остаточной нефтенасыщенности на фазовые процессы газоконденсатных систем / Е. И. Краснова // Инновационные технологии, направленные на повышение и восстановление производительности скважин месторождений УВ и ПХГ: тез.докл. IX международной науч.-практ. нефтегаз. конф. (Кисловодск, 24-27 сент. 2012 г.) / ОАО «СевКавНИПИгаз». -Ставрополь: «СевКавНИПИгаз», 2012. - С. 30.

56. Краснова Е. И. Обзорно-аналитические исследования оборудования для изучения PVT - свойств при проектировании разработки газоконденсатных залежей / Е. И. Краснова // Материалы VI Международной научно-практической конференции «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти». -Ставрополь, 2008. - С. 139-140.

57. Краснова Е. И. Особенности прогнозирования конденсатоотдачи на оборудовании фирмы Chandler Engineering / Е. И. Краснова, И. И. Краснов, Т. Д. Островская, С. И. Грачев, М. В. Матвеева // Академический журнал Западной Сибири. - Тюмень, 2012г. - №6. - С. 64.

58. Краснова Е. И. Оценка влияния нефти на конденсатоотдачу в условиях разработки нефтегазоконденсатных залежей / Е. И. Краснова // Известия ВУЗов. Нефть и газ. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2013. -№1. - С. 57-60.

59. Краснова Е. И. Оценка пластовых потерь конденсата при неравномерном вводе объектов в разработку / Е.И.Краснова, С.И. Грачев // «Геология, география и глобальная энергия». Научно-технический журнал №4. -Астрахань: АГУ, 2012.- С. 12-14.

60. Краснова Е. И. Прогнозирование конденсатоотдачи на установке РУТ -соотношений при разработке залежей Уренгойского месторождения / Е. И. Краснова // XVI Международный научный симпозиум имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр». -Томск, 2012. - С. 97-98.

61. Краснова Е. И. Прогнозирование конденсатоотдачи при наличии пластовой воды в газоконденсатной системе / Е. И. Краснова // Материалы Международной научно-практической конференции «Технологии в нефтегазовой инженерии». - Ивано-Франковск, 2012г. - С. 137-140.

62. Краснова Е. И. Прогнозирование размещения скважин при разработке газоконденсатных месторождений / Е. И. Краснова, С. И. Грачев // Инновационные технологии, направленные на повышение и восстановление производительности скважин месторождений УВ и ПХГ : тез.докл. IX международной науч.-практ. нефтегаз. конф. Кисловодск, 24-27 сент. 2012 г. -ОАО «СевКавНИПИгаз». - Ставрополь: «СевКавНИПИгаз». - 2012. - С. 25.

63. Краснова Е. И. Прогнозирование фазового поведения пластовых

флюидов газоконденсатных месторождений Западной Сибири. / Н. К. Винокурова, О. А. Иванов // Материалы У Международной научно-практической конференции «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти». -Ставрополь, 2007. - С. 162-163.

64. Краснова Е. И. Результаты исследования фазового поведения углеводородов при наличии пластовой воды в газоконденсатной системе / Е. И. Краснова // Естественные науки: достижения нового века : Материалы II научно-практической конференции с международным участием. - Шарджа (ОАЭ), 2012. -С. 10.

65. Краснова Е. И. Термодинамические исследования проб пластовых флюидов с низким содержанием конденсата в газе / Е. И. Краснова, М. В. Матвеева, И. И. Краснов // Материалы IV Международной научно-практической конференции «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти». -Ставрополь, 2006. - С. 133-134.

66. Краснова Е. И. Факторы, влияющие на КИК при разработке нижнемеловых залежей Уренгойского месторождения / Е. И. Краснова // IV Всероссийской научно-технической конференции Современные технологии дляТЭК Западной Сибири: сб. научн.тр. - Тюмень: Типография «Печатник», 2012. - С. 86-90.

67. Лапшин В. И. Фазовые превращения газожидкостных систем / В. И. Лапшин // Газовая промышленность. - 2000. - № 2. - С. 11-13.

68. Матвеева М.В. Оценка представительности пластовых углеводородных проб / М.В. Матвеева, И.И. Краснов, В. А. Михеева // Тезисы докладов Всероссийской конференции по аналитической химии. Аналитика России 2004. - М., 2004. - С. 128.

69. Матвеева М. В. Экспериментальные исследования термодинамических свойств пластовых газоконденсатных систем / М. В. Матвеева // Сб. тр. «Применение современных гидродинамических методов исследования пластов и скважин при решении задач разработок месторождений нефти и газа». - Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. - С. 28.

70. Мирзаджанзаде А. Х. Разработка газоконденсатных месторождений / А. Х. Мирзаджанзаде, А. Г. Ковалев, А. Г.Дурмишьян - М. : Недра, 1967. -356с.

71. Методика расчета фазовых равновесий физических свойств фаз нефтегазоконденсатных систем. РД 39-1-348-80/ ВНИИ, М., 1980. - 84 с.

72. Намиот А. Ю. Об одной причине несоответствия между давлением (температурой) фазового перехода в пласте и пластовой пробе / А. Ю. Намиот // Сб. научных трудов ВНИИ. - 1976. - вып. 52. - С. 91-96.

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

74. Островская Т. Д. Фазовое состояние-зеркало типа залежи / Т. Д. Островская, И. А. Гриценко, В. И. Желтовский // Газовая промышленность. -1984. -№ 2. - С. 23-24.

75. Петренко В. И. Геолого-геохимические процессы в газоконденсатных месторождениях и ПХГ / В. И. Петренко, В. В. Зиновьев, В. Я. Зленко и др // ООО «Недра-Бизнесцентр». - 2003. - 511с.

76. Радченко В. В. Роль конденсационной воды в конденсатоотдаче / В. В. Радченко // Труды РГУ нефти и газа им. Губкина. Новые технологии в газовой промышленности. - М., 1999. - С.29.

77. Саввина Я. Д. Прогнозирование нефтяной оторочки в газоконденсатном пласте по составу пластового газа / Я.Д. Саввина, А.С. Великовский, В.П. Савченко и др. // Газовая промышленность. - 1965. - №9. - С. 1-6.

78. Садых-Заде Э. С. К определению динамического давления начала конденсации в присутствии пористой среды / Э. С. Садых-Заде, Ю. Г. Мамедов // Изв. ВУЗов. Нефть и газ. - 1963. - № 12. - С. 33-34.

79. Самарин А. А. Фазовые равновесия бинарных смесей пропана с различными углеводородами / А. А. Самарин, Г. С. Степанова // Реф. сб. Переработка газа и газового конденсата. - М. : ВНИИЭгазпром, 1969. - № 6. - С. 12-16.

80. Сафаров И. А. К методике исследования газоконденсатных скважин / И. А. Сафаров, В. В. Кулаков, Н. Т. Фай // Проблемы нефти и газа Тюмени. -Тюмень, 1982. - № 56. - С. 16-19.

81. Старобинец И. С. Геолого-геохимические особенности газоконденсатов / И. С. Старобинец. - М. : Недра, 1974. - 151 с.

82. Старобинец И. С. Распределение и условия формирования различных типов газоконденсатных залежей и их нефтяных оторочек / И. С. Старобинец // Советская геология. - 1980. - № 1. - С. 20-28.

83. Степанова Г. С. Методика расчета условий взаиморастворимости в нефтегазовых системах / Г. С. Степанова, Л. Д. Зенкина // Сб. Интерфикация добычи нефти. - М. : ВНИИ, 1983. - Вып.85. - С. 98-105.

84. Степанова Г. С. Фазовые превращения углеводородных смесей газоконденсатных месторождений / Г. С. Степанова. - М. : Недра, 1974. - 224 с.

85. Степанова Г. С. Фазовые превращения в месторождениях нефти и газа / Г. С. Степанова. - М. : Недра, 1983. - 181 с.

86. Степанова Г. С. Фазовые равновесия бинарных смесей метана с высококипящими углеводородами / Г. С. Степанова, М. И. Васильева // Газовое дело. - 1972. - № 3. - С. 23-26.

87. Султанов Р. Г. Фазовые равновесия метана и азота с высококипящим углеводородом / Р. Г. Султанов, В. Г. Скрипка, А. Ю. Намиот // Газовое дело, 1972. - № 10. - С. 43-46.

88. Тер-Саркисов Р. М. Моделирование разработки месторождений природных газов с воздействием на пласт / Р. М. Тер-Саркисов, Н. А. Гужов, А. А. Захаров и др. - М. : Недра-Бизнесцентр, - 2004. - 590 с.

89. Уэйлес С. Фазовые равновесия в химической технологии: В 2-х ч. Пер. с англ. - М. : Мир, 1989. - 1ч. - 304 с , 2 ч.- 305 с.

90. Худяков О. Ф. Инструкция по исследованию газоконденсатных

месторождений на газоконденсатность / О. Ф. Худяков, Я. Д. Саввина, В. В. Юшкин. - М. : Недра, 1975. - 70 с.

91. Чашкин Ю. Г. Об определении минимально допустимого дебита газоконденсатных скважин / Ю. Г. Чашкин // Газовое дело. -1968. - № 10. - С. 710.

92. Ширковский А. И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений /А.И.Ширковский. - М. : Недра, 1987. - 309 с.

93. Эммануилов Р. Б. К вопросу оценки представительности смеси / Р. Б. Эммануилов, В. В. Горохова // Газовое дело. - 1972. - № 6. - С. 10-15

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

95. Эфрос Д. А. О влиянии отклонений от термодинамического равновесия на среднепластовые характеристики при режиме растворенного газа / Д.А. Эфрос // Тр. ВНИИ. Разработка нефтяных залежей и гидродинамика пласта. - М. : Гостоптехиздат, 1960.-Вып.28. - С. 160-175.

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

97. Яшин Я.И. Физико-химические основы хроматографического разделения / Я.И. Яшин. - М. Химия, 1976. - 214с.

98. Acs G. General Purpose Compositional Model / G. Acs, S. Doleschall and E. Farkas // Soc. Pet. Eng. J. - 1985. - pp. 543-553.

99. Ahmed T. A practical equation of state / T. Ahmed// SPE Reservoir Engineering. - 1991.- V. 6.- № 1. (February). - pp. 137-146.

100. Brusilovsky A.I. Mathematical simulation of phase behavior of natural multicomponent systems at high pressures with an equation of state / A.I. Brusilovsky // SPE Reservoir Engineering. - 1992. -№ 1. -pp. 117-122.

101. Chang H.L. The correlation of vapor-liquid equilibria of methane in paraffinic, naphthenic and aromatic solvent at low temperatures and high pressures // H.L. Chang, P.S. Ghappelear, R. Kobayashy //AIChE J. - 1968. - № 2.- pp. 318-324.

102. Clark C.R. Adsorption and desorption of light paraffinic hydrocarbons in dry water-saturated sand-clay packs: studies to determine the effect of these phenomena on the PVT behaviour of natural gases and gas condensates in the reservoir. - PhD Thesis,U. of Kansas, Lawrence, Kan. - 1969. - 48 p.

103. K.H. Application of a regression-based EQS PVT program to labaratory data / Coats K.H., G.T. Smart // SPE Reservoir Eng. - 1986. - V. 1. - №3. - pp. 277-299.

104. Crawford P.S. Nitrogen and carbon dioxide may replace hydrocarbon gases for many enhanced oil recovery projects // Resources Industry. - 1982. - № 6.- pp. 24-27.

105. Cubic W.I,. A modification of the Martin equation of state for calculating vapor liquid equilibria // Plufd. Phase Equilibria. - 1982. - V. 9. - pp. 79-97.

106. Cullick A.S. WAG May Improve Gas-Condensate Recovery / A.S. Cullick, H.S. Lu, L.G. Jones, M.F. Cohen, J.P. Watson // SPE Reservoir Engineering. -1993. - August. - pp. 207-212.

107. Danesh A. A Grouping Method To Optimize Oil Description for Compositional Simulation of Gas-Injection Processes / A. Danesh, Dong-hal Xu, C.Adrian Todd // SPE Reservoir Engineering.-1992 . - August. - pp. 343-348

108. Danesh A. Experimental investigation of critical condensate saturation and its dependence on interstitual water saturation in waterwet rocks / A. Danesh, G.D.Henderson, J.M. Peden // SPE Reservoir Engineering. - 1991. - August. - pp. 336342.

109. Danesh A. Visual investigation of retrograde phenomena and gas condensate flow in porous media // A. Danesh, D. Krinis, G.D. Henderson, J.M. Peden // Revue de l'institut francais du petrole. - 1990. - V. 45. - № 1.- pp. 79-87.

110. Dranchuk, P.M. and Abou-Kassem, J.H.: "Calculation of z-Factors for Natural Gases Using Equations of State," J. Can. Pet. Tech. (July-Sept. 1975) 14, 34-36.

111. Firoozabadi A. Reservoir-fluid phase behavior and volumetric prediction with equations of state / A. Firoozabadi // Journal of Petroleum Technology. - 1988. -April. - pp. 397-406.

112. Fussell D.D. Single-well performance predictions for gas condensate reservoirs / D.D. Fussell // Journal of Petroleum Technology. - 1969. - July. - pp. 860870.

113. Fussell D.D. The effect of phase data on liquid recovery during cycling of a gas condensate reservoir / D.D. Fussell, L. Yarborough // SPE Journal. - 1972. - April. -pp. 96-102.

114. Gritsenko A.I. The Project of Retrograde Condensate Production on the Vuktyl Field / A.I. Gritsenko, V.A. Nikolaev, R.M. Ter-Sarkisov, V.G. Podyuk, N.A. Guzhov, A. Zakharov // Proc. 20th World Gas Conference.-Copengagen.- Danmark. -1997. - 10-13 June.

115. Jacoby R.H. The effect of phase data on liquid recovery during cycling of a gas condensate reservoir / R.H. Jacoby, L. Yarborough // Industrial and Engineering Chemistry. - 1967.- October. - V. 59. - 48 p.

116. Katz D.L. Overview of phase behavior in oil and gas production

/ D.L. Katz // Journal of Petroleum Technology.- 1983. - June. - pp. 1205 - 1214.

117. Katz, D.L., Vink, D.J., and David, R.A.: "Phase Diagram of a Mixture of Natural Gas and Natural Gasoline Near the Critical Conditions," Trans. AIME (1940) 136, 106-118.

118. Kenyon D.E. Third SPE Comparative solution project: gas cycling of retrograde condensate reservoirs / D.E. Kenyon, G.A. Behie // Journal of Petroleum Technology. - 1987. -August.-pp. 981-997.

119. Kilgren, K.H. Phase Behavior of a High-Pressure Condensate Reservoir Fluid, Trans., AIME (1966) 257, 1001-1005.

120. Krasnova E.I. Analysis of phase changes of reservoir mixtures by means of modern laboratory-scale plants / E.I. Krasnova // Congress Book: East Meets West, European Student Petroleum Congress, Krakow, Poland: AGH University, 2011. P. 22.

121. Krasnova E.I. Forecasting condensate recovery in the presence of produced water in gas condensate production system / E.I. Krasnova // The International scientific and practical conference. Oil and Gas Horizons, Russian, Moscow: Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2012. - P. 97.

122. Kulkami, A.A. et al. Phase Equilibria Behavior of Carbon Dioxide-n-Decane at Low Temperatures //J. Chem. Eng. Data 19 - 1974.- pp. 92-94.

123. Lin H.M. Peng-Robinson equation of state for vapor-liquid, equilibrium calculations for carbon dioxide-hydrocarbon mixtures / H.M. Lin // Fluid Phase

Equilibrium. -1984. -№ 2.- pp. 151-169.

124. McCain W.D. Sampling Gas-Condesate Wells SPE Reservoir Engineering / W.D. McCain R.A. Alexander. - 1992. - August. - pp. 385-362.

125. Pope G.A. A Chemical Flooding Compositional Simulator / G.A. Pope, R.C. Nelson // Soc. Pet. Eng. J. - 1978. - pp. 339-354.

126. Rathmell, J.J. A Laboratory Investigation of Miscible Displacement by Carbon Dioxide / J.J. Rathmell, F.I. Stalkup, R.C // Hassinger, paper SPE3483 presented at the 1971 SPE Annual Meeting, New Orleans. - 3 - 6 October.

127. Robinson D.B. The Development of the Peng-Robinson Equation and its Application to Phase Equilibrium in a System Containing Methanol Fluid Phase Equilibria / D.B. Robinson, Peng Ding-Yu, Samuel Y-K Chung.- Amsterdam, - 1985. -pp. 25 - 41.

128. Rushing, M.D. et al. Miscible Displacement with Nitrogen // Pet. Eng. 1977. - November. - pp. 26-30.

129. Schechter Devid S.Relative Permeabilities of a Near Critical

Binary Fluid / Schechter, Devid S., J.M. Haynes //Rransport in Porous Media 9. - 1992 -pp.241-260.

130. Siemek J. Mathematical and physical modelling of multiphase flows in the hydrocarbon reservoirs / J. Siemek, A. Olajossy, J. Rajtar, C. Rubicki, M. Woicikowski // Archiwum Gornistwa, 1986. - V. 31. - №4. - pp. 637- 660.