CC BY
23
УДК 622.279.3/.4:681.121
Лабораторно-аналитическое сопровождение многофазной расходометрии на газоконденсатных объектах
ЕА Громова1*, СА Заночуев1
1 ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Российская Федерация, 625048, Тюменская обл., г. Тюмень, ул. Максима Горького, д. 42 * E-mail: eagromova@tnnc.rosneft.ru
Тезисы. Современные технологии учета добычи углеводородов на газоконденсатных промыслах предполагают использование автоматизированных средств измерений дебитов газа и конденсата, поступающих из скважин. Компанией НК «Роснефть» реализуется крупный пилотный проект использования многофазных расходомеров (МФР) для замера дебитов на газоконденсатных ачимовс-ких залежах. В ситуации газоконденсатного потока, когда объемная доля жидкости при измерениях не превышает единиц процентов, ошибка в определении объема жидкости многократно возрастает. В этом случае только детальное лабораторное определение составов и свойств газовых и жидких фаз в условиях замера, а также создание индивидуальной модели (FluidsID, FID), описывающей изменение свойств флюида в некотором «рабочем» диапазоне давлений и температур, могут обеспечить требуемую точность.
На базе лаборатории исследований свойств пластовых флюидов ООО «ТННЦ» разработана и успешно внедрена система лабораторно-аналитического сопровождения проекта, которая включает исследование проб, отобранных с МФР, и настройку FID, используемой в расходомере, на лабораторные данные.
В работе описываются основные процессы, которые осуществляет лаборатория от момента получения проб до выдачи флюидальной модели и выгрузки технического отчета о результатах исследований. Отмечена важность и актуальность лабораторного этапа работ. Описаны технологии исследования проб, основные этапы процессов исследований, а также результаты разработки и внедрения специального модуля, помогающего оптимизировать часть выполняемых работ.
Анализ данных о составах проб, отобранных с МФР, дополнительно позволяет решать прикладные задачи контроля разработки. С применением указанных аналитических подходов проведен ретроспективный анализ, в результате которого уточнен характер распределения конденсатосодер-жания пластового газа по площади ачимовских отложений. Описанная в работе консолидация промысловых, лабораторных и аналитических методов исследований позволяет обеспечить успешное использование технологий МФР при контроле разработки газоконденсатных залежей.
Ключевые слова:
лабораторные
исследования,
многофазная
расходометрия,
газоконденсатные
залежи.
Автоматизация процессов добычи углеводородов предполагает использование в технологических схемах современных средств измерений массовых или объемных расходов добываемой продукции. С этой целью ПАО НК «Роснефть» (далее -компания) в настоящий момент реализуется крупный пилотный проект применения многофазных расходомеров (МФР) для измерения дебитов газовой и жидкой продукции на газоконденсатных ачимовских залежах в пределах лицензионных участков АО «Роспан Интернешнл». Основными задачами реализуемого на Уренгойском месторождении проекта являются осуществление раздельного замера дебитов продукции скважин в реальном времени, учет добычи конденсата и газа по отдельным скважинам, обеспечение оперативного управления добычей и поддержание стабильного режима загруженности установки комплексной подготовки газа, а также повышение качества адаптации гидродинамических моделей.
В условиях оснащения объектов месторождения МФР становится актуальной специализированная поддержка их работы (от отбора проб до подготовки индивидуальных моделей флюидов) собственными силами компании. С этой целью специалистам центра исследований керна ООО «ТННЦ» была поставлена задача обеспечения лабораторно-аналитического сопровождения многофазной расходометрии
на газоконденсатных объектах компании, в частности:
1) разработки и внедрения технологии исследований проб, отобранных с МФР;
2) разработки специализированного модуля, обеспечивающего автоматизацию таких процессов, как:
• контроль качества исследований проб;
• загрузка результатов исследований проб из соответствующих протоколов;
• проверка корректности индивидуальной модели флюида (FID) и ее выгрузка в формате для загрузки в МФР;
• формирование технического отчета в форматах *^кх и *.pdf;
3) формирования базы результатов выполненных исследований и ее использования для решения прикладных задач и контроля разработки.
В административном отношении НовоУренгойский лицензионный участок расположен в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Ближайшим населенным пунктом является г. Новый Уренгой. Вся площадь лицензионного участка покрыта проектным фондом эксплуатационных скважин, на завершающей стадии находятся строительство и ввод в эксплуатацию нового комплекса подготовки и переработки углеводородного сырья.
Расчет добычи конденсата по отдельным скважинам затруднен из-за низкой пьезопро-водности пласта: скважины, интенсифицированные с помощью гидроразрыва пласта с созданием трещин полудлиной более 300 м, практически никогда не работают в стационарном режиме потока [1]. Также прогнозирование осложнено влиянием неоднородности состава пластового флюида [2]. Так, при принятом начальном значении потенциального содержания углеводородных компонентов С5+ (ПС УВ С5+) в составе пластового газа на уровне 275 г/м3 текущее ПС УВ С5+ находится в диапазоне от 80 до 320 г/м3.
Для повышения эффективности разработки и планирования оптимальных уровней добычи продукции в целом по объекту, а также с учетом обозначенных особенностей залежи необходимо постоянно контролировать изменение индивидуальных газоконденсатных характеристик отдельных скважин. Ранее для этого на месторождении проводились хорошо зарекомендовавшие себя стандартные газоконденсатные
исследования с применением полнопоточных сепарационных установок, предусматривающих после выполнения замера подачу продукции обратно в шлейф скважины. Данная технология обладает рядом преимуществ, среди которых основными являются: точность определения расходов фаз благодаря разделению замеряемой продукции и использованию однофазных измерительных устройств, простота отбора проб в однофазном потоке, а также возможность подключения при необходимости второй ступени сепарации. Однако сложность технологической схемы обвязки, трудозатратное обслуживание и высокая металлоемкость, а также отсутствие готовых модификаций в стационарном исполнении предопределили поиск альтернативных решений, способных обеспечить постоянный замер дебита продукции в режиме реального времени. В качестве такой альтернативы хорошо подходит технология МФР, успешно применяемая на нефтяных объектах. К основным преимуществам МФР можно отнести компактность и возможность стационарного исполнения с включением в общую систему сбора данных. Перечисленные достоинства обусловили выбор МФР в качестве основы реализуемого проекта.
Точность измерений объемных или массовых расходов сред с использованием МФР напрямую зависит от знания фазового поведения потока в условиях его прохождения через измерительную систему. При замерах де-битов нефтяных объектов требуемая точность достигается при использовании модели англ. Black oil, которая хорошо описывает объемные соотношения газовой и жидкой фаз в широком термобарическом диапазоне.
На газоконденсатных месторождениях, когда объемная доля жидкости в условиях проведения измерений не превышает единиц процентов, ошибка в определении дебита жидкости многократно возрастает. Таким образом, при использовании МФР на газоконденсатных месторождениях необходимо обеспечить контроль соблюдения ряда дополнительных требований, связанных со сложностью пробоотбора и высокой чувствительностью расходомера к качеству используемой модели. В этом случае только детальное лабораторное определение составов и свойств газовых и жидких фаз в условиях замера, а также создание FID, описывающей изменение свойств флюида в некотором «рабочем» диапазоне давлений и температур, может обеспечить необходимую точность.
На отдельных кустовых площадках НовоУренгойского лицензионного участка замерные узлы оборудованы многофазными расходомерами Vx Spectra, основными элементами которого являются трубка Вентури, источник излучений на основе Ba-133 и гамма-измеритель фаз. Согласно ГОСТ 8.586.11 по перепаду давлений в трубке Вентури определяется общий массовый расход потока ®см). Гамма-измеритель позволяет определить долю отдельных фракций в потоке по результатам измерения энергии затухания гамма-частиц на двух энергетических уровнях [3].
Таким образом, зная перепад давлений в трубке Вентури и долю отдельных фракций в потоке в совокупности с подготовленной заранее и загруженной в расходомер моделью свойств флюидов FID, можно определить общую плотность смеси (рсм), Q^ и объемный расход отдельных фаз (а именно: газа - QT, конденсата - Q^, воды - Q^) в условиях замера:
Рсм = РА + РА + Р,А
где рг рк, рв - плотности газа, конденсата, воды соответственно; ц, о^, ав - соответственно доли газа, конденсата, воды в потоке;
пщ =
-s-^лг
пщ =
беж аг
Рсм
Q а
Q а
лу _ ¿¿-см в
е."7 =
Рсм
Итоговым результатом производимых замеров является определение дебитов измеряемых фаз в стандартных условиях (бгстусл, бкстусл, Осг.усл _ соответственно газа, конденсата, воды), для корректного вычисления которых также необходимо знать свойства флюидов в линейных условиях. Расчет производится по формулам:
0сг.усл _ 0СГ.УСЛ , 0СТ.УСЛ _ 0 щи лу , 0 лу _ ррлу.
0СГ.УСЛ _ 0СГ.УСЛ , 0СТ.УСЛ _ 0 щи лу , 0 лу _ П"рлу . йк -ОНК ¿.КЛГ -Онк К -Олг С5+Г '
0СГ.УСЛ _ 0ЛУЬЛУ
1 См. Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Ч. 1. Принцип метода измерений и общие требования (с Поправкой): ГОСТ 8.586.1-2005: межгосударственный стандарт: дата введения 2007-01-01.
где Ьглу, Ь^, Ь^ - объемные коэффициенты газа, конденсата и воды соответственно в условиях замера; ГС^ - газосодержание нестабильного конденсата в условиях замера; ПС^ - содержание углеводородов С5+ в линейном газе в условиях замера; QT, - де-биты в стандартных условиях линейного газа, газа дегазации, нестабильного конденсата и конденсата линейного газа соответственно.
На первом этапе реализации проекта обслуживание МФР, отбор и исследование проб, а также подготовка флюидальных моделей обеспечивались силами сервисной компании Schlumberger - разработчика технологии МФР типа Vx [4, 5]. Однако в условиях тенденции на импортозамещение в целях сокращения затрат на лабораторно-аналитическое сопровождение многофазной расходометрии и расширения компетенций компании в указанном направлении было принято решение обеспечить выполнение данных видов работ собственными силами.
Поставленные специалистам компании задачи удалось успешно реализовать. Отбор проб осуществляется промысловыми службами ДО АО «Роспан Интернешнл». Этапы лабораторного исследования проб и подготовки FID выполняются на базе лаборатории исследований свойств пластовых флюидов ООО «ТННЦ».
Для отбора проб нестабильного конденсата и линейного газа используется пробоотбор-ное устройство PhaseSampler, позволяющее осуществлять пробоотбор непосредственно в линии без разделения продукции. Для выполнения отбора проб обязательным условием считается стабильный режим работы скважины. Основные требования: 1) постоянство давления и температуры в линии, значения которых не должны выходить за пределы соответственно ±2 % и ±4 % относительно среднего значения за последние 10 ч; 2) стабилизация дебита газа и конденсатогазового фактора. Пробы отбираются в поршневые контейнеры и доставляются для последующего исследования в лабораторию.
Конечным продуктом разработанной и успешно внедренной в лаборатории ООО «ТННЦ» технологии исследований проб, отобранных с МФР, является не только технический отчет о результатах исследований отобранных проб, но и настроенная на лабораторные данные FID.
Этап лабораторного анализа проб состоит из предварительной оценки качества проб и заключается прежде всего в проверке давлений сдвига поршня (для проб линейного газа) или насыщения (для проб нестабильного конденсата) в пробоотборниках, соответствие которых давлениям отбора говорит о пригодности проб к дальнейшим исследованиям. Для проб, прошедших контроль качества, определяются составы и основные свойства (плотность, объемный коэффициент, газосодержание и т.д.). Эти данные являются реперными характеристиками для настройки FID на результаты исследований.
Комплекс лабораторных исследований проб нестабильного конденсата направлен на определение газосодержания, объемного коэффициента и плотности в условиях отбора, а также компонентно-фракционного состава. Для этого пробы нестабильного конденсата приводятся к стандартным условиям с замером объемов газа дегазации и дегазированного конденсата. Плотность нестабильного конденсата измеряется в однофазной области при двух температурах и нескольких давлениях. Это также позволяет корректировать коэффициент изменения объема нестабильного конденсата при приведении его от условий отбора к стандартным условиям.
Комплекс исследований линейного газа направлен на достоверное определение его состава и объемного коэффициента. При
сепарации газа необходимо учитывать высокие давления и температуры отбора (более 10 МПа и 30 °С), при которых газовая фаза растворяет в себе большое количество углеводородов группы С5+ (до 50 г/м3), потеря которых при прямом вводе в хроматограф может привести к значительным неопределенностям в определении компонентного состава и свойств исследуемого газа. Это предопределило внедрение эксперимента по низкотемпературной сепарации линейного газа с дополнительным отбором проб отсепарированного газа и накопившегося в сепараторе конденсата (рис. 1). Полный состав линейного газа и содержание в нем углеводородов С5+ определяется с учетом соотношений прошедших сепарацию фаз.
В условиях предельной насыщенности линейного газа его плотность измеряется на плотномере высокого давления DMA HPM в диапазоне давлений, на 20 бар (2 МПа) превышающих давление отбора. Значение плотности линейного газа получают аппроксимацией данных к давлению отбора. В связи с повышенными требованиями, предъявляемыми к точности измерений этого параметра, дополнительный контроль измерений проводится расчетными методами на основе определенного компонентного состава с использованием известных уравнений состояния.
После выполнения полного комплекса лабораторных исследований осуществляется
Рис. 1. Схема сепарации проб линейного газа:
НВД - насос высокого давления; ФХИ - физико-химические исследования; ДГК - дегазированный конденсат; ГСС - газ стандартной сепарации; РЛУ, ТЛУ - давление и температура в линии во время отбора проб; Рст - стандартное давление
подготовка индивидуальной флюидальной модели. Вначале методом материального баланса определяется состав продукции исследуемой скважины. На основе рассчитанного состава уравнение состояния адаптируют к результатам исследований проб так, чтобы замеренные при линейных условиях свойства флюидов воспроизводились с заданной степенью точности. Для плотности и объемного коэффициента линейного газа и нестабильного конденсата в условиях отбора точность расчета не должна превышать ±2 %. Газосодержание нестабильного конденсата и содержание углеводородов группы С5+ в составе линейного газа рекомендуется настраивать с точностью ±10 %. Настройка уравнения состояния выполняется в программе PVTpro компании Schlumberger. В качестве альтернативных вариантов могут применяться другие специализированные пакеты программ, а именно PVTsim, PVTi, PVTx и др., однако в этом случае потребуется разработка вспомогательного программного обеспечения, обеспечивающего выгрузку отдельных свойств флюидов в заданном формате, необходимом для загрузки данных в расходомер.
Формат данных в файле, который передается для загрузки в программное обеспечение расходомера, представляет собой набор полиномиальных коэффициентов к^, описывающий изменение свойств флюидов в некоторых рабочих диапазонах давлений и температур. Такой набор можно представить в виде трехмерной поверхности в зависимости от давления (Р)
и температуры (T). Расчет значения каждого параметра производится в расходомере для текущих рабочих значений P и T по формуле
x( р T) = YkvP(i - 2>T(j -2).
i, j = 1
Своевременное обновление FID, используемой в расходомере, позволяет учесть закономерное изменение свойств продукции скважины и повысить точность замера дебитов. Принцип влияния обновления флюидальной модели на уточнение замера дебита флюида (на примере измерения дебита конденсата) представлен на рис. 2.
С целью оптимизации процессов подготовки и выпуска технических отчетов, а также повышения качества настроенной FID и выгрузки результатов ее настройки в требуемом для расходомера формате авторами разработан специальный модуль на базе MS Office Excel, позволяющий автоматически сформировать отчет, проверить корректность FID и обеспечить экспорт результатов (рис. 3).
Модуль действует по следующему принципу:
• в специализированный шаблон с помощью модуля загрузки из соответствующих протоколов вносятся результаты исследований проб;
• проводится автоматический контроль корректности внесения данных, единиц измерения, а также результатов исследований, и выносится заключение о качестве проб линейного газа и нестабильного конденсата;
! <N ¡а I fe 1 ^ -i-a — FIDl — FID2 — факт -
■ а i Ё 1 U 1 S
Г0 1 ^ 1 & \ К. ^ A ^^ гУ^еу^Л
1 м | s 1 S ¡1 i i i i
Время
Рис. 2. Влияние обновления FID на точность замера дебитов
Рис. 3. Схема процессов, автоматизируемых посредством разработанного модуля
• на основе внесенных данных рассчитывается состав продукции исследуемой скважины и отдельных ее потоков;
• после настройки индивидуальной FID на результаты лабораторных исследований происходит автоматическая проверка корректности настройки модели посредством контроля точности воспроизведения ею лабораторных данных;
• формируется файл с FID для загрузки в программное обеспечение расходомера;
• автоматически формируется технический отчет в форматах .xlsx и .pdf.
Помимо непосредственного исследования отбираемых проб и подготовки флюидальных моделей, позволяющих своевременно актуализировать данные о текущих свойствах продукции скважин и повысить точность замера деби-тов, формируется база результатов выполненных исследований. Использование накопленной информации позволяет решать прикладные задачи, связанные с контролем разработки месторождения.
Так, несмотря на значительный объем проведенных на объекте газоконденсатных исследований, не представлялось возможным уточнить характер распределения имеющейся неоднородности состава пластового флюида по площади. Причина - влияние на результаты газоконденсатных исследований таких факторов, как аномально высокое пластовое давление, низкая продуктивность коллектора и возникающие вследствие этого значительные депрессии во время работы скважины [6].
ш • V.' - ■ л I \ * ' ' М \ ' •; . 1310 \ * . г. - . "
■ V • ' . , И 290 \ '
\ ' ■' - '' ' . 270 \ ■ ' .
\ ' "У 250 \
\ ■ ' ' 230 \ 1 ' -
\ • ■ ' . 210 \ • .. • ' . ;
\ - . - 190 \ - • • • ,
^^ 170
-граница лицензионного участка
-линии равных значений
Рис. 4. Карта распределения ПС УВ С5+ в пластовом газе: а - текущее состояние; б - ретроспектива
Решить проблему позволил мониторинг компонентного состава проб газа и нестабильного конденсата, покрывающих весь фонд скважин на изучаемом объекте. С использованием указанных данных проведен ретроспективный анализ, результатом которого стало уточнение характера распределения конденсатосодержа-ния пластового газа по площади ачимовских отложений. Благодаря наличию прямой корреляционной зависимости между ПС УВ С5+ в пластовом газе и флюидальными коэффициентами линейного газа (С2/С3; С2/(С3+С4); Х(С2-С4) и др.) оценено «истинное» начальное значение ПС УВ С5+ в районе каждой скважины (рис. 4).
Использование уточненных данных о начальном ПС УВ С5+ при проведении гидродинамических расчетов позволило улучшить качество адаптации гидродинамической модели к «историческим» показателям, повысить точность расчета прогнозных технологических показателей разработки залежи и эффективность планируемых геолого-технических мероприятий.
Подводя итоги проделанной работы, можно сделать следующие выводы:
• в НК «Роснефть» на крупном газокон-денсатном месторождении успешно реализуется пилотный проект по применению муль-тифазной расходометрии, обеспечивающий автоматизацию процессов добычи углеводородов за счет включения в общую систему сбора данных;
• лабораторная поддержка проекта позволяет обеспечить своевременное обновление флюидальных моделей, учитывающих характерное изменение состава и свойств добываемой продукции в процессе эксплуатации скважин;
• анализ накопленной информации о составах и свойствах добываемой продукции
Список литературы
1. Петросов М.Ю. Интеллектуализация и цифровизация газоконденсатных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами / М.Ю. Петросов, А.Ю. Ломухин, С.В. Ромашкин и др. // Нефтяное хозяйство. -2019. - № 7. - С. 108-113.
2. Хамзин Т.Х. Исследование неоднородности состава пластового газа по разрезу
и площади газоконденсатной залежи на гидродинамической модели / Т.Х. Хамзин, Е.А. Рейтблат, А.Ю. Ломухин // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE, Москва, 16-18 октября 2017. - 2017. -SPE 187813-RU.
3. Давидовский А.О. Применение индивидуальной модели свойств флюида при исследовании газоконденсатных скважин с помощью многофазной расходометрии / А.О. Давидовский,
С.А. Абрамочкин, Н.Г. Лопатина // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE, Москва, 16-18 октября 2017. - 2017. -SPE 187753-RU.
позволяет эффективно решать задачи контроля разработки месторождения;
• консолидация промысловых, лабораторных и аналитических методов исследований обеспечивает успешное использование технологий МФР на газоконденсатных объектах компании.
4. Theuveny B. Multiphase metering in Siberian gas and condensate fields - Lessons leant
in multiphase well testing operations since 2006 / B. Theuveny, S. Romaskin, V. Shako, et al. // IPTC held in Doha, Quatar, December 7-9, 2009. - IPTC 14068.
5. Тювени Б. Новая технология замера многофазного потока при испытаниях скважин / Б. Тювени, Э. Тоски, Н. Хопман и др. // Технологии ТЭК. - 2006. - Вып. 3. -С. 34-39.
6. Заночуев С.А. Промысловые факторы, влияющие на достоверность определения характеристик пластового газа / С.А. Заночуев // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». - 2013. -№ 4 (33). - С. 46-53.
Laboratory-analytical provision for multiphase flow measurements at gas-condensate facilities
Ye.A. Gromova1*, S.A. Zanochuyev1
Tyumen Oil Scientific Center LLC, Bld. 42, Maksima Gorkogo street, Tyumen, Tyumen Region, 625048, Russian Federation * E-mail: eagromova@tnnc.rosneft.ru
Abstract. Modern technologies for accounting hydrocarbon production at gas-condensate fields suppose application of automated flow measuring instruments. Nowadays, the Rosneft Oil Company realizes a big pilot project, which intends using multiphase flowmeters for measuring flow rates at Achim gas-condensate deposits. In situation of a gas-condensate flow when the volumetric percentage of fluids does not exceed units order, an error in determination of fluid volume multiplies. In this case, only the detailed laboratory testing of compositions and properties for in situ gas and liquid phases, as well as creation of an individual model (FluidsID, FID) which describes changes in properties of the fluid within some "work" ranges of temperatures and pressures will provide the needed accuracy. Now, a system for laboratory-analytical support of the named project has been designed and successfully implemented. It includes tests of samples taken from flowmeters, and ajustment of a flowmeter-embedded FID to the laboratory data.
This paper depicts the main laboratory activities from running from sample acquisition to output of a FID together with a technical report about the results of tests. Authors stress importance and topicality of the laboratory stage of these works. They describe techniques and the main stages of sample testing, and development and introduction of a special program module optimizing works.
Analysis of sample data supports applied tasks of field development control. For example, the analyzed
retrospective data have clarified the distribution of the gas condensate content over the area of Achim deposits. The
suggested combination of field, analytical and laboratory methods of researches provides successful application
of the multiphase flow measurements while controlling development of the gas-condensate deposits.
Keywords: laboratory tests, multiphase flow measurements, gas condensate deposits.
References
1. PETROSOV, M.Yu., A.Yu. LOMUKHIN, S.V. ROMASHKIN, et al. Intellectualization and digitalization of gas-condensate fields with low-permeable reservoirs [Intellektualizatsiya i tsifrovizatsiya gazokondensatnykh mestorozhdeniy s nizkopronitsayemymi kollektorami]. Neftyanoye Khozyaystvo, 2019, no. 7, pp. 108-113. ISSN 0028-2448. (Russ.).
2. KHAMZIN, T.Kh., Ye.A. REYTBLAT, A.Yu. LOMUKHIN. Hydrodynamic simulation of column and areal heterogeneity of bedded gas composition within a gas-condensate deposit [Issledovaniye neodnorodnosti sostava plastovogo gaza po razrezu i ploshchadi gazokondensatnoy zalezi na gidrodinamicheskoy modeli]. SPERussian Petroleum Technology Conference, Moscow, 16-18 October 2017, SPE 187813-RU. (Russ.).
3. DAVIDOVSKIY, A.O., S.A. ABRAMOCHKIN, N.G. LOPATINA. Application of an individual model of fluid properties for researching gas-condensate wells using multiphase flow measurements [Primeneniye individualnoy modeli svoystv fluida pri issledovanii gazokondensatnykh skvazhin s pomoshchyu mnogofaznoy raskhodometrii]. SPE Russian Petroleum Technology Conference, Moscow, 16-18 October 2017, SPE 187753-RU. (Russ.).
4. THEUVENY, B., S. ROMASKIN, V. SHAKO, et al. Multiphase metering in Siberian gas and condensate fields - Lessons leant in multiphase well testing operations since 2006. IPTC held in Doha, Quatar, December 7-9, 2009, IPTC 14068.
5. THEUVENY, B., E. TOSKY, N. HOPMAN, et al. New technology for measuring a multiphase flow at well testing [Navaya tekhnologiya zamera mnogofaznogo potoka pri ispytaniyakh skvazhin]. Tekhnologii Toplivno-Energeticheskogo Kompleksa, 2006, is. 3, pp. 34-39. (Russ.).
6. ZANOCHUYEV, S.A. Field factors affecting authenticity of characteristics determined for bedded gas [Promyslovyye factory, vliyayushchiye na dostovernost opredeleniya kharakteristik plastovogo gaza]. Nauchno-Tekhnicheskiy Vestnik OAO "NK"Rosneft", 2013, no. 4 (33), pp. 46-53. ISSN 2074-2339. (Russ.).
