CC BY
17
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
«НАУКА. ИННОВАЦИИ. ТЕХНОЛОГИИ», № 2, 2022
25.00.17 (2.8.4) РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ УДК 622.279.51 И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Инякина Е.И., Добролюбова Р.К., Томский К.О., Инякин В.В., Елисеева М.И.
Тюменский индустриальный университет Северо-Восточный федеральный университет им. М.К. Аммосова Северо-Восточный федеральный университет им. М.К. Аммосова Тюменский индустриальный университет Международный инновационный университет
результаты экспериментального моделирования разработки залежей
БЕРЕГОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
DOI: 10.37493/2308-4758.2022.2.2
Введение. Экспериментальное моделирование разработки выполняется для
прогнозирования потерь конденсата в залежи при начальных пластовых условиях и в процессе эксплуатации месторождения. Оценка газоконденсатных характеристик в лабораторных условиях осуществлялась на пробах продукции скважин Берегового месторождения. Исследования проводились ступенчатым отбором из PVT-ячейки газовой фазы при сохранении равновесных условий пластовой системы. При начальных термобарических условиях определялось давление начала и максимальной конденсации изучаемой углеводородной смеси. На заключительной стадии эксперимента при полном истощении пластовой энергии (стандартные условия) были рассчитаны суммарные потери углеводородов для условий Берегового нефтегазоконден-сатного месторождения и коэффициент извлечения конденсата.
Материалы и методы
исследований. В качестве моделей пластовой газоконденсатной системы использовались пробы газа сепарации и насыщенного конденсата. Серия экспериментов выполнялась с использованием рекомбинированных проб в соответствии с конденсатогазовым фактором (см3/м3). Сепа-рационные пробы отобрались при промысловых исследованиях скважин Берегового месторождения. Опыты проводилась методом контактной и дифференциальной конденсации (при постоянной температуре) на PvT-установке высокого давления. Данные моделирования позволили построить диаграммы в координатах «давление -пластовые потери конденсата» и определить потери углеводородов на весь период разработки месторождения.
Результаты исследований
и их обсуждение. Экспериментальные исследования продукции газоконденсатных скважин Берегового месторождения показали, что при различных термобарических условиях, отбираемые пробы изучаемого флюида отличаются составом и его свойствами. Результаты исследования проб пластового газа (одна из которых отобрана из скважины Р-77, при совместном испытании пластов показали, что давления начала конденсации газоконденсатной смеси сильно различается (от 16,62 до 25,25 МПа). Причина возможного расхождения обусловлена условиями отбора сепарационных проб. Так проба из скважины Р-77 находилась в двух фазном состоянии, что возможно из-за негеметич-ности контейнера или недостоверного определения промыслового конденсатогазового фактора (КГФ). Для скважины Р-46 давление
начала конденсации составило 19,58 МПа и соответствует пластовому давлению. При исследовании данной газоконденсатной смеси и построении изотерм в области давления максимальной конденсации наблюдался процесс как конденсации, так и испарения. Полученные изотермы являются основой диаграммы в координатах «давление -пластовые потери конденсата», на которой фиксируется критическая точка перехода. Также на основании моделирования свойств углеводородных смесей показаны особенности перехода газоконденсатной системы из газового состояния в жидкое. Дополнительно для расчета КИК определялась плотность конденсата, оставшегося после исследований в PVT-ячейке. По результатам измерения плотность конденсата отобранного из скважины Р-46 составила 0,7913 г/см3, а плотность конденсата по скважине Р-77 ниже и равна 0,7792 г/см3. Рассчитанные коэффициенты извлечения конденсата из недр по данным пробам составили, соответственно - 0,76 и 0,72.
Выводы. Таким образом, на основе результатов исследований проб продук-
ции скважин с различными термобарическими условиями, составом и свойствами пластового флюида Берегового месторождения определено давление начала и максимальной конденсации. В результате на основе полученной информации о составе сепараторных пробах создана рекомбинированная смесь, которая использовалась для экспериментального моделирования фазовых процессов пластовой системы. По результатам опыта методом контактной конденсации установлено, что давление начала конденсации составляет соответствует начальному пластовому давлению. Определены факторы, влияющие на изменение конденсатогазового фактора при условиях сепарации. Полученные данные успешно используются для адаптации PvT-моделей, а также других моделей, используемых для расчета системы промысловой сепарации в ходе разработки месторождения.
Ключевые слова: PVT-установка, давления максимальной конденсации, газоконден-сатная система, коэффициент извлечения конденсата, Береговое нефтегазоконденсатное месторождение, конденсатогазовый фактор, прогнозные потери конденсат, пробы газа сепарации.
Inyakina E.I., Tyumen Industrial University
Dobrolyubova R.K., North-Eastern Federal University
Tomskiy K.O., North-Eastern Federal University
Inyakin V.V., Tyumen Industrial University
Eliseeva M.I. International Innovation University
Results of Experimental Simulation of the Development of Gas Condensate Deposits of the Coastal Field
Introduction. Experimental development modeling is performed to predict condensate
losses in the reservoir under initial reservoir conditions and during field operation. The assessment of gas condensate characteristics in laboratory conditions was carried out on samples of production from the wells of the Beregovoe field. The studies were carried out by stepwise extraction from the PVT-cell of the gas phase while maintaining the equilibrium conditions of the reservoir system. Under the initial thermobaric conditions, the pressure of the onset and maximum condensation of the studied hydrocarbon mixture was determined. At the final stage of the experiment, with the com-
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
Результаты экспериментального моделирования разработки залежей . . . _
Инякина Е.И., Добролюбова Р.К., Томский К.О., Инякин В.В., Елисеева М.И.
plete depletion of reservoir energy (standard conditions), the total hydrocarbon losses were calculated for the conditions of the Beregovoye oil and gas condensate field and the condensate recovery factor.
Materials and methods
of research. Separation gas and saturated condensate samples were used as reser-
voir gas condensate system models. A series of experiments was carried out using recombined samples according to gas-condensate ratio (cm3/ m3). Separation samples were taken during field studies of the wells of the Beregovoe field. The experiments were carried out by the method of contact and differential condensation (at a constant temperature) on a high-pressure PVT installation. Modeling data made it possible to build diagrams in the coordinates "pressure - reservoir condensate loss" and determine the loss of hydrocarbons for the entire period of field development.
Results
and Discussion. Experimental studies of the production of gas condensate wells of the Beregovoye field have shown that under various temperature and pressure conditions, the samples of the studied fluid differ in composition and its properties. The results of the study of formation gas samples (one of which was taken from the well R-77, during the joint testing of the PK191 and PK192 formations showed that the pressure of the start of condensation of the gas condensate mixture varies greatly (from 16.62 to 25.25 MPa). The reason for the possible discrepancy is due to the conditions For well R-77, the sample from well R-77 was in a two-phase state, which is possible due to the non-heightness of the container or the unreliable determination of the field condensate-gas factor (CGR). pressure.In the study of this gas condensate mixture and the construction of isotherms in the area of maximum condensation pressure, the process of both condensation and evaporation was observed.The resulting isotherms are the basis of the diagram in the coordinates "pressure - formation condensate loss", on which the critical transition point is fixed.Also based on the simulation properties of hydrocarbon mixtures and shows the features of the transition of the gas condensate system from the gas state to the liquid state. Additionally, to calculate the CFC, the density of the condensate remaining after the studies in the PVT cell was determined. According to the measurement results, the density of the condensate taken from the well R-46 was 0.7913 g/cm3, and the density of the condensate from the well R-77 was lower and equal to 0.7792 g/cm3. The calculated coefficients of condensate recovery from the subsoil according to these samples were 0.76 and 0.72, respectively.
Conclusion. Thus, based on the results of studies of well production samples with dif-
ferent thermobaric conditions, composition and properties of the formation fluid of the Beregovoe field, the pressure of the onset and maximum condensation was determined. As a result, based on the obtained information about the composition of the separator samples, a recombined mixture was created, which was used for experimental modeling of the phase processes of the reservoir system. According to the results of the experiment by the method of contact condensation, it was found that the pressure of the beginning of condensation is consistent with the initial reservoir pressure. The factors influencing the change in the condensate-gas factor under separation conditions are determined. The obtained data are successfully used to adapt PVT-models, as well as other models used to calculate the field separation system during field development.
Key words: PVT-installation, pressures of maximum condensation, gas condensate
system, condensate recovery factor, Beregovoe oil and gas condensate field, gas condensate factor, predicted condensate losses, separation gas samples.
Введение
При разработке газовых и газоконденсатных месторождений определение фазовых процессов является важной составляющей, так как все технологические процессы, происходящие в залежи и в системе сбора промысловой подготовки газа взаимосвязаны. В реальных условиях в продукции скважин имеется определенное количество тяжелых компонентов углеводородов, влияющих на конденсатоотдачу. Изменение термобарических условий, увеличение количества жидкой фазы за счет выделения конденсата и паров воды приводят к увеличению пластовых потерь углеводородов. Экспериментальное моделирование разработки позволяет прогнозировать потери конденсата в залежи при начальных пластовых условиях и в процессе эксплуатации месторождения. Оценка газоконденсатных характеристик в лабораторных условиях осуществлялась на пробах продукции скважин Берегового месторождения. Исследования проводились ступенчатым отбором из PVT-ячейки газовой фазы при сохранении равновесных условий пластовой системы. При начальных термобарических условиях определялось давление начала и максимальной конденсации изучаемой углеводородной смеси. На заключительной стадии эксперимента при полном истощении пластовой энергии (стандартные условия) были рассчитаны суммарные потери углеводородов для условий Берегового нефтегазоконденсатного месторождения и коэффициент извлечения конденсата [1, 2].
Материалы и методы исследований
В качестве моделей пластовой газоконденсат-ной системы использовались пробы газа сепарации и насыщенного конденсата. Серия экспериментов выполнялась с использованием рекомбинированных проб в соответствии с конденсатога-зовым фактором (см3/м3). Сепарационные пробы отобрались при промысловых исследованиях скважин Берегового месторождения. Опыты проводилась методом контактной и дифференциальной конденсации (при постоянной температуре) на PVT-установ-ке высокого давления. Данные моделирования позволили построить диаграммы в координатах «давление - пластовые потери кон-
денсата» и определить потери углеводородов на весь период разработки месторождения [3, 4].
Дополнительно в процессе экспериментальных исследований получена наиболее полная информация о прогнозе состава пластовой системы при снижении давления. При проведении исследований был применен метод сепарации газовой фазы при выпуске ее на ступенях опыта контактно-дифференциальной конденсации. Это позволило получить детальные составы конденсата при снижении давления в ходе моделирования разработки залежи на режиме естественного истощения [5,6].
Результаты исследований и их обсуждение
Экспериментальные исследования продукции га-зоконденсатных скважин Берегового месторождения показали, что при различных термобарических условиях, отбираемые пробы изучаемого флюида отличаются составом и его свойствами. Так начальное фазовое состояние углеводородной системы пласта БТ10 определено по пробам из скважин П-11, Р-152, Р-156 и Р-507.
Исследования рекомбинированной пробы, отобранной из скважины П-11 (интервал вскрытия пласта 3020-3024 м) показали, что давление начала выпадения жидкой углеводородной фазы составило 29,57 МПа при начальном пластовом давлении 29,71 МПа. При пластовом давлении и температуре газоконденсатная система по скважине П-11находилось в однофазном состоянии. Плотность конденсата, оставшегося после исследований составила 0,7748 г/см3. Коэффициент извлечения конденсата рассчитан на уровне 0,470.
На основе полученной информации о составе и свойствах пластовой системы и сепараторных пробах, отобранных из скважины Р-156 была создана рекомбинированная газоконденсатная смесь. Она использовалась для экспериментального моделирования фазового поведения пластовой углеводородной системы пласта БТ10 Берегового месторождения. По результатам опыта контактной конденсации установлено, что давление начала конденсации составляет 30,19 МПа и соответствует текущему пластовому давле-
700
Рпл, МПа
• Скв. П-11(3020-3024 м)
Рис. 1. Динамика пластовых потерь углеводородов газоконден-
сатной системы залежи БТ10 по скважин П-11 Берегового месторождения.
Fig . 1. Dynamics of reservoir losses of hydrocarbons in the gas condensate system of the BT10 deposit in wells P-11 of the Beregovoe field .
нию. Дополнительно исследования были направлены на получение наиболее полной информации о прогнозе компонентного состава пластовой системы при снижении давлении. При проведении опытов был применен метод сепарации газовой фазы при ее выпуске контактно-дифференциальным способом. Это позволило получить детальные составы выпавшего конденсата в ходе моделирования процесса разработки залежи на режиме истощения. На основании результатов исследований установлено, что молярная масса добываемого конденсата уменьшается от 129 г/моль при начальном пластовом давлении (давления начала конденсации) до 119 г/моль при давлении максимальной конденсации. Плотность конденсата соответственно изменяется от 778,6 кг/м3 до 765,5 кг/м3. Также изменяется конденсатогазовый фактор при условиях сепарации. Балансовые расчеты, проведенные на основе данных эксперимента, позволили сделать прогноз потенциального содержания конденсата в составе пластового газа. При снижении давления ниже давления начала конденсации наблюдается снижение содержания конденсата в пластовом газе, а близком к давлению максимальной конденсации содержание углеводородов С5+высш. в составе пластового газа составило 37 г/м3 [7, 8, 9].
Данные исследования пробы насыщенного конденсата, отобранной из скважины Р-156 (интервал пласта 3017-3022 м) при начальных термобарических условиях залежи показали, что она находилась в однофазном, газообразном состоянии. Результаты исследования газоконденсатной системы залежи БТ10 по скважине Р-156 приведены на рисунке 2.
Из диаграммы видно, что равновесное состояние исследуемой газожидкостной смеси нарушается при давлении 30,19 МПа. Расчетный коэффициент извлечения конденсата на момент полного истощения пластовой энергии составил 0,482. Исследования га-зоконденсатной смеси из скважины Р-156 производилась пять раз: 18.05.2010 г., 16.03.2011 г., 14.04.2011 г., 14.04.2015 г. и 31.03.2016 годы. За время разработки пластовое давление снизилось с 30,19 МПа (2011 г) до 27,69 МПа (2016 г). Углеводородная система отреагировала на изменение термобарических условий, так плотность углеводородной жидкости, оставшейся в ячейке-PVT после иссле-
Рис 2. Кривые пластовых потерь углеводородов газоконденсат-
ной системы залежи БТ10 по скважине Р-156 в процессе разработки.
Fig . 2 . Reservoir loss curves of hydrocarbons in the gas condensate system of the BT10 deposit in the R-156 well during development .
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
Результаты экспериментального моделирования разработки залежей
Инякина Е.И., Добролюбова Р.К., Томский К.О., Инякин В.В., Елисеева М.И.
дований, составила соответственно 0,7497-0,8024 г/см3. Зафиксированные величины коэффициентов конденсатоизвлечения изменились от 0,446; 0,408; 0,420; 0,4668 до 0,442.
В процессе разработки пласта ВТ10 также выполнены исследования проб из скважин Р-502, Р-267 и Р-503. По скважине Р-267 (2007 г.) давление начала конденсации составило 29,22 МПа при пластовом давлении 29,2 МПа. На рисунке 3 приведены результаты исследований газоконденсатной системы залежи БТ10 по скважине Р-502 [10, 11, 12].
Плотность конденсата, оставшегося в ячейке, составила 0,7778 г/см3, коэффициент извлечения конденсата - 0,56. По скважине Р-502 (2014 г.) давление начала конденсации составило 29,22 МПа при пластовом давлении 23,73 МПа. Плотность углеводородной жидкости, оставшейся в ячейке, составила 0,7778 г/см3, коэффициент извлечения конденсата - 0,52. По скважине Р-503 (2013 г., 2014 г.) давление начала конденсации составило 27,27 и 26,24 МПа при пластовом давлении 27,44-24,41 МПа. Плотность конденсата, оставшегося в ячейке, составила 0,7879-0,7667 г/см3, коэффициент извлечения конденсата - 0,479-0,543.
Форма существования пластовой системы залежи пласта БТ11 при изменении естественных термобарических условий ее нахождения изучалось по анализам проб продукции скважин П-11 (инт. 3064-3071 м), Р-260 (инт. 3066-3072 м) и Р-507 (инт. 3078,5-3081,5 м) Берегового месторождения. Анализ исследования рекомбинированной пробы из скважины П-11 показал, что загруженная в ячеку-PVT углеводородная смесь при пластовых давлении и температуре находится в гомогенном состоянии. Начало выделения конденсатообразующих компонентов в жидкую фазу произошло при давлении 30,5 МПа. При стандартных условиях доля извлечения конденсата от величины его потенциального содержания составила 0,462 [13, 14].
Оценка условий реализации фазовых превращений газоконденсатной смеси скважины Р-260 производилась четыре раза: в 1998 г., 2000 г., 2006 г. и 2007 г. Данные исследований газоконденсатной системы залежи БТ11 по скважинам Р-260 и Р-261 приведены на рисунке 4.
АСкв. 502 (3085-3093 м), 26.11.2014
700
Рис. 3. Кривые потерь углеводородов газоконденсатной системы
залежи БТ10 по скважин Р-502 в процессе разработки месторождения.
Fig . 3 . Loss curves of hydrocarbons in the gas condensate system of the BT10 deposit for R-502 wells during field development .
4 Скв. P-260 (3006-3072 м), 2000 г. ▲ Скв. P-260 (3066-3072 м), 2007 г. О Скв. 261 (3378-3384 м), 2005 г. □ Скв. 262 (3311-3319 м), 2006 г. науч. усл.
Рис.4. Кривые дифференциальной конденсации углеводородной
системы пласта БТ11 по скважинам Р-260, Р- 261, Р-262
Fig . 4 . Curves of differential condensation of the reservoir system of the BT11 formation for wells R-260, R-261, R-262
О Скв. 504 (3196,5-3202,5 м), 26.02.2015
350
300
0 5 10 15 20 25 30
Рпл, МПа
Рис 5. Диаграммы экспериментального моделирования углево-
дородной системы пласта БТ11 скважины № 504. Fig.5. Diagrams of experimental modeling of the hydrocarbon system of the BT11 formation, well No. 504.
Результаты экспериментов показали, что изучаемая смесь в пластовых условиях находится в газообразном состоянии. За время разработки пластовое давление снизилось с 29,5 МПа (1998 г) до 23,78 МПа (2015 г). Углеводородная система отреагировала на изменение пластовых условий, давление начала конденсации уменьшилось с 29,01 МПа (1998 г.) до 24,72 МПа (2007 г.). Расчетные величины коэффициентов конденсатоизвлечения составили соответственно - 0,562; 0,600; 0,590; 0,53.
В процессе разработки пласта БТ11 были выполнены исследования газоконденсатной смеси, отобранной из скважины № 504 (исследуемый интервал пласта 3196,5-3202,5 метров, 2015 г.). Экспериментальное моделирование проводилось для оценки состояния углеводородной системы, пластовых потерь насыщенного конденсата и коэффициента его извлечения методом контактной и дифференциальной конденсации [15, 16].
В скважине Р-504 проведены термодинамические исследования пластовой системы. В процессе контактной конденсации масса системы сохранялась постоянной, то есть не менялся состав смеси. Давление смеси менялось за счёт изменения объёма ячейки при постоянной температуре. Максимальные пластовые потери на газ сепарации составили 305,39 см3/м3 при текущем давлении 10,90 МПа. При исследовании методом дифференциальной конденсации отбиралась газовая фаза, а выпавшая в ячейке жидкая фаза нестабильного конденсата на протяжении эксперимента не извлекалась. Моделирование парожидкостного разделения пластовой смеси происходило изменение ее свойств и компонентного состава на каждом этапе изменения давления. Давление начала конденсации составило 23,90 МПа, а максимальной конденсации составило 10,90 МПа. Пластовые потери конденсата определялись методом дифференциальной конденсации пластовой углеводородной газоконденсатной смеси в рекомбинационной ячейке при снижении давления. Плотность конденсата, оставшегося в ячейке после PVT-исследований, при стандартных условиях составила 0,7746 г/см3. Коэффициент извлечения конденсата составил 0,56 [15, 16].
В результате проведенных в скважине Р-261 (инт. 3378-3384 м, 2005 г.) термодинамических исследований установлено следующее:
800
700
600
500
400
300
200
100
4 Скв. 261 (3317,5-3329 м), 11.10.2012 ■ Скв. 268 (3335-3344 м), 05.12.2012
0 5 10
• Скв. П-11(3020-3024 м)
0
Рис 6. Диаграммы экспериментального моделирования углево-
дородной системы совместно по пластам БТ10 и БТ11 по скважинам 261 и Р-268
Fig . 6 . Diagrams of experimental modeling of the hydrocarbon system jointly for BT10 and BT^ reservoirs for wells 261 and R-268.
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
Результаты экспериментального моделирования разработки залежей . . . _
Инякина Е.И., Добролюбова Р.К., Томский К.О., Инякин В.В., Елисеева М.И.
при начальных термодинамических условиях углеводородная система находилась в однофазном состоянии, давление начала конденсации равно 27,05 МПа. Пластовые потери насыщенного конденсата при моделировании разработки на истощение методом дифференциальной конденсации при давлении максимальной конденсации 11,96 МПа составили 337,51 см3/м3. Коэффициент конденсатоотда-чи, полученный при этом, составил 0,520.
В результате комплекса исследований в скважине Р-262 (инт. 3311-3319 м, 2006 г.) выполнено: изучение растворимости конденсат при текущем давлении методом контактной конденсации; моделирование пластовой системы на начальные пластовые условия с последующим изучением процессов фазовых превращений пластовой углеводородной системы при разработке залежи методом падения пластового давления; определение величины КИК на конечной стадии разработки.
В результате проведенных экспериментов установлено, что при загрузке в бомбу PVT насыщенного конденсата в соответствии с величиной выхода конденсата на условия отбора проб - 430,4 см3/ м3 пластовая система перешла в однофазное газовое состояние при давлении 26,19 МПа, что соответствует величине текущего пластового давления в зоне дренирования скважины. Пластовые потери насыщенного конденсата при моделировании разработки на истощение контактным методом при давлении максимальной конденсации 10,79 МПа составили 278,39 см3/м3.
В скважине 531 (инт. 3357-3360 м) экспериментальные исследования были направлены на получение наиболее полной информации об изменении состава пластовой системы при снижении давления. При проведении исследований был применен метод сепарации газовой фазы при выпуске ее на ступенях опыта контактно-дифференциальной конденсации. Это позволило получить детальные составы конденсата при снижении давления в ходе моделирования процесса разработки залежи на режиме истощения. При снижении давления ниже давления начала конденсации наблюдается снижение содержания конденсата в пластовом газе. Также была рассчитана динамика изменения коэффициента извлечения конденсата, максимальное его извлечение при давлении 0,1 МПа составило 0,473.
Результаты исследования проб пластового газа (одна из которых отобрана из скважины Р-77, при совместном испытании пластов ПК191 и ПК192 показали, что давления начала конденсации газо-конденсатной смеси сильно различается (от 16,62 до 25,25 МПа). Причина возможного расхождения обусловлена условиями отбора сепарационных проб. Так проба из скважины Р-77 находилась в двух фазном состоянии, что возможно из-за негеметичности контейнера или недостоверного определения промыслового конден-сатогазового фактора (КГФ). Для скважины Р-46 давление начала конденсации составило 19,58 МПа и соответствует пластовому давлению. При исследовании данной газоконденсатной смеси и построении изотерм в области давления максимальной конденсации наблюдался процесс как конденсации, так и испарения. Полученные изотермы являются основой диаграммы в координатах «давление - пластовые потери конденсата», на которой фиксируется критическая точка перехода. Также на основании моделирования свойств углеводородных смесей показаны особенности перехода газоконденсатной системы из газового состояния в жидкое. Дополнительно для расчета КИК определялась плотность конденсата, оставшегося после исследований в PVT-ячейке. По результатам измерения плотность конденсата отобранного из скважины Р-46 составила 0,7913 г/см3, а плотность конденсата по скважине Р-77 ниже и равна 0,7792 г/см3.
Выводы
Таким образом, на основе результатов исследований проб продукции скважин с различными термобарическими условиями, составом и свойствами пластового флюида Берегового месторождения определено давление начала и максимальной конденсации. В результате на основе полученной информации о составе сепараторных пробах создана рекомбинированная смесь, которая использовалась для экспериментального моделирования фазовых процессов пластовой системы. По результатам опыта методом контактной конденсации установлено, что давление начала конденсации составляет соответствует начальному пластовому давлению. Определены факторы, влияющие на изменение конденсатогазового
фактора при условиях сепарации. Также была рассчитана динамика изменения коэффициента извлечения конденсата, максимальное его значение при давлении 0,1 МПа составило 0,549. Полученные данные успешно используются для адаптации PVT-моделей, а также других моделей, используемых для расчета системы промысловой сепарации в ходе разработки месторождения.
Библиографический список
1. Грачев С . И ., Краснова Е . И ., Инякин В . В . и др . Прогнозирование добычи конденсата в рамках контроля за разработкой газоконденсантых залежей // Академический журнал Западной Сибири, 2014 . Т. 10 . № 6 (55) . С . 9-12 .
2 . Краснова Е . И ., Грачев С . И . Результаты исследования фа-
зового поведения углеводородов при наличии пластовой воды в газоконденсатной системе // Академический журнал Западной Сибири, 2012 . № 4 . С . 10 .
3 . Краснова Е . И ., Островская Т.Д. Оценка увеличения про-
дуктивности газоконденсатных скважин на поздней стадии разработки месторождений // Академический журнал Западной Сибири, 2013 . Т. 9 . № 6 (49) . С . 31.
4 . Иноземцева А .А . , Инякин В . В ., Краснов И . И . и др . Мероп-
риятия по увеличению производительности скважин и ограничению притока пластовых вод // Материалы всероссийской конференции, 2015 . С . 90-94.
5 . Иванова М . С ., Инякина Е .И ., Краснов И .И ., Инякин В . В .
Влияние горно-геологических условий на отработку запасов углеводородов // Горный журнал, 2019 . № 2 . С . 10-12 .
6 . Ваганов Е . В ., Левитина Е . Е ., Краснов И . И . , Томская В .Ф .
Опыт проведения ВИР на скважинах, эксплуатирующих газоконденсатные залежи Берегового месторождения // Наука . Инновации . Технологии, 2021. № 1. С . 27-38 .
7 . Колев Ж . М . , Краснов И . И . , Ваганов Е . В . Моделирование и
обоснование ограничения водо-газопритоков в скважины, эксплуатирующие нефтегазовые залежи // Нефть и газ: опыт и инновации, 2021. Т. 5 . № 1. С . 3-21.
8 . Ваганов Е . В ., Краснов И . И . Опыт проведения РИР на Бе-
реговом месторождении при разработке газоконденсат-ных залежей пласта БТ10 // Академический журнал Западной Сибири, 2020 . Т. 16 . № 6 (89) . С . 25-27 .
9 . Zeinalabideen M J . , Katanova R. K. , Krasnov I . I., Inyakina E . I . Study of the effect of formation water during reserves estimation and designing hydrocarbon recovery of oil and gas condensate fields // Periodicals of Engineering and Natural Sciences, 2020 . Т. 8 . № 4 . С . 2029-2034 . 10 . Vaganov E . V. , Inyakin V.V., Krasnov I . I ., Katanova R . K . Results of the study of the productive characteristics of wells in the development of gas condensate deposits // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science . Сер . "International Science and Technology Conference "Earth Science", ISTC EarthScience 2022 . Chapter 2" . 2022 . С . 1-7 . 11. Краснов И . И . , Инякина Е . И . Перспективы разработки осложненных нефтегазовых залежей с применением геолого-технических мероприятий // Нефть и газ: опыт и инновации, 2018 . Т. 2 . № 2 . С . 29-52 .
12 . Инякина Е . И ., Краснов И . И ., Инякин В . В . Опыт разработки
нефтегазоконденсатных месторождений с осложненной геолого-физической характеристикой // Нефть и газ: опыт и инновации, 2017 . Т. 1. № 1. С . 41-56 .
13 . Katanova R. K ., Krasnov I. I . , Inyakina E . I . , Alsheikhly M . D . Z .
Estimation of the influence of oil flows on the formation losses of condensate during the development of multi-layer deposits // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science . Сер . "International Science and Technology Conference "Earth Science", ISTC EarthScience 2022. Chapter 1" . 2022. С.1-9 .
14 . Inyakina E . I., Alsheikhly M . D .Z . , Katanova R . K . Justification
of condensate recovery during development of productive layers in Termokarstovoye field // В сборнике: IOP Conference Series: Earth and Environmental Science . Сер . "International Science and Technology Conference "Earth Science" — Chapter 3" . 2021. С . 1-6 .
15 . Katanova R . K ., Tomskiy K . O . , Ivanova M . S . , Inyakina E . I .
Forecasting formation losses of hydrocarbons in the process of development of oil and gas condensate deposits // В сборнике: IOP Conference Series: Earth and Environmental Science . Сер . "International Science and Technology Conference "Earth Science", ISTC EarthScience 2022. Chapter 2" . 2022. С.1-8 .
16 . Катанова Р. К., Краснов И . И . Исследование PVT-свойств
газоконденсатных залежей, контактирующих с остаточной
нефтью // Опыт, актуальные проблемы и перспективы развития нефтегазового комплекса . материалы XI Международной научно-практической конференции обучающихся, аспирантов и ученых, посвященной 40-летию филиала ТИУ в г. Нижневартовске . Тюмень, 2021. С . 109-112 .
References
1. Grachev S . I ., Krasnova E . I., Inyakin V.V. Forecasting of condensate production as part of monitoring the development of gas condensate deposits // Academic journal of Western Siberia, 2014 . V. 10 . No . 6 (55) . P. 9-12 .
2 . Krasnova E . I . , Grachev S . I. The results of the study of the
phase behavior of hydrocarbons in the presence of reservoir water in the gas condensate system // Academic journal of Western Siberia, 2012 . No . 4 . P. 10 .
3 . Krasnova E . I . , Ostrovskaya T. D . Evaluation of the increase in
the productivity of gas condensate wells at a late stage of field development . Academic journal of Western Siberia, 2013 . V. 9 . No . 6 (49) . P. 31.
4 . Inozemtseva A.A. , Inyakin V.V. , Krasnov I. I . and other Mea-
sures to increase the productivity of wells and limit the inflow of formation waters . Materials of the All-Russian conference, 2015 . P. 90-94 .
5 . Ivanova M . S ., Inyakina E . I., Krasnov I . I., Inyakin V.V. Influence
of mining and geological conditions on the development of hydrocarbon reserves // Mining journal, 2019 . No . 2 . P. 10-12 .
6 . Vaganov E .V., Levitina E . E ., Krasnov I . I., Tomskaya V. F. Ex-
perience in conducting surveys at wells operating gas condensate deposits of the Beregovoye field // The science . Innovation . Technology, 2021. No . 1. P. 27-38 .
7 . Kolev Zh . M . , Krasnov I . I., Vaganov E .V. Modeling and sub-
stantiation of limitation of water and gas inflows into wells exploiting oil and gas deposits // Oil and gas: experience and innovations, 2021. V. 5 . No . 1. P. 3-21.
8 . Vaganov E .V., Krasnov I. I . Experience in carrying out survey
work at the Beregovoye field in the development of gas condensate deposits of the BT10 formation // Academic journal of Western Siberia, 2020 . Vol . 16 . No . 6 (89) . P. 25-27 .
9 . Zeinalabideen M .J ., Katanova R . K ., Krasnov I . I., Inyakina E . I .
Study of the effect of formation water during reserves estima-
tion and designing hydrocarbon recovery of oil and gas condensate fields // Periodicals of Engineering and Natural Sciences, 2020 V 8 No 4 P 2029-2034 10 . Vaganov E . V., Inyakin V. V., Krasnov I . I ., Katanova R . K . Results of the study of the productive characteristics of wells in the development of gas condensate deposits // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science . Sеr. "International Science and Technology Conference "Earth Science", ISTC EarthScience 2022 - Chapter 2", 2022 . P. 1-7 . 11. Krasnov I . I ., Inyakina E . I . Prospects for the development of complicated oil and gas deposits using geological and technical measures // Oil and gas: experience and innovations, 2018 . V. 2 . No . 2 . P. 29-52 .
12 . Inyakina E . I . , Krasnov I . I ., Inyakin V.V. Experience in the de-
velopment of oil and gas condensate fields with complicated geological and physical characteristics // Oil and gas: experience and innovations, 2017 . V. 1. No . 1. P. 41-56 .
13 . Katanova R. K., Krasnov I. I . , Inyakina E . I . , Alsheikhly M . D . Z .
Estimation of the influence of oil flows on the formation losses of condensate during the development of multi-layer deposits // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science . Ser. "International Science and Technology Conference "Earth Science", ISTC EarthScience 2022 - Chapter 1", 2022 . P. 1-9 .
14 . Inyakina E . I . , Alsheikhly M . D . Z . , Katanova R . K . Justification of
condensate recovery during development of productive layers in Termokarstovoye field // In the collection: IOP Conference Series: Earth and Environmental Science . Сер . "International Science and Technology Conference "Earth Science" - Chapter 3", 2021. P. 1-6 .
15 . Katanova R . K ., Tomskiy K . O ., Ivanova M . S ., Inyakina E . I .
Forecasting formation losses of hydrocarbons in the process of development of oil and gas condensate deposits // In the collection: IOP Conference Series: Earth and Environmental Science Сер "International Science and Technology Conference "Earth Science", ISTC EarthScience 2022 - Chapter 2", 2022. P. 1-8 .
16 . Katanova R. K ., Krasnov I . I. Study of PVT-properties of gas
condensate deposits in contact with residual oil // Experience, current problems and prospects for the development of the oil and gas complex . materials of the XI International scientific
and practical conference of students, postgraduates and scientists dedicated to the 40th anniversary of the TIU branch in Nizhnevartovsk . Tyumen, 2021. P. 109-112 .
Поступило в редакцию 04.05.2022, принята к публикации 10.06.2022.
об авторах
Инякина Екатерина Ивановна, к.т. н ., доцент кафедры РЭНГ, Тюменский индустриальный университет. Тел.89220428466. E-mail: injakinaei@tyuiu . ru
Добролюбова Розалия Кирилловна, старший преподаватель базовой кафедры «Нефтегазовое дело», МПТИ (ф) ФГАОУ ВО «Северо-Восточный федеральный университет им . М . К. Ам-мосова»
Тел.89141123507. E-mail: rose941101@mail . ru
Томский Кирилл Олегович, к .т. н, доцент базовой кафедры «Нефтегазовое дело», МПТИ (ф) ФГАОУ ВО «Северо-Восточный федеральный университет им . М . К . Аммосова» . Тел.89141109786. E-mail: kirilltom@mail . ru
Инякин Владислав Витальевич, ассистент кафедры РЭНГ, Тюменский индустриальный университет. Тел.89220428466. E-mail: injakinvv@tyuiu . ru
Елисеева Мария Ивановна, к. э. н . , доцент кафедра экономики и управления, Международный инновационный университет в г. Сочи .
Тел.89881829778.
E-mail: krasnovami@gmail . com
About the authors
Inyakina Ekaterina Ivanovna, Candidate of Technical Sciences, Associate Professor of the RENG Department, Tyumen Industrial University.
Tel . 89220428466 . E-mail: injakinaei@tyuiu . ru
Dobrolyubova Rozalia Kirillovna, Senior Lecturer of the Basic Department of Oil and Gas, Mirny Polytechnic Institute (branch) of NorthEastern Federal University, named after M . K . Ammosov. Tel . 89141123507. E-mail: rose941101@mail . ru
Tomskiy Kirill Olegovich, Ph . D . , associate professor of the Base Department of Oil and Gas, Mirny Polytechnic Institute (branch) of North-Eastern Federal University named after M K Ammo-sov
Tel . 89141109786. E-mail: kirilltom@mail . ru
Inyakin Vladislav Vitalievich, assistant of the RENG department, Tyumen Industrial University Tel 89220428466 E-mail: injakinvv@tyuiu . ru
Eliseeva Maria Ivanovna, Candidate of Economics, Associate Professor, Department of Economics and Management, International Innovation University in Sochi . Tel . 89881829778 . E-mail: krasnovami@gmail com
