CC BY
326
УДК 622.279.8
Степень извлечения и остаточное содержание углеводородов С5+В в газе сепарации газоконденсатных месторождений
A.В. ПРОКОПОВ, н.с.
B.А. ИСТОМИН, д.х.н., проф., г.н.с.
Д.М. ФЕДУЛОВ, к.х.н., зам. нач. лаборатории
ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Россия, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка). E-mail: V_Istomin@vniigaz.gazprom.ru
В работе проанализированы степень извлечения и остаточное содержание углеводородов С5+В в товарном газе при промысловой технологии подготовки природного газа газоконденсатных месторождений с высоким газоконденсатным фактором (в диапазоне от 100 до 170 г/м3 С5+В). Остаточное содержание углеводородов С5+В в подготовленном газе на температурном уровне сепарации -30 °С для разных месторождений отличается в три раза (от 2,0 до 6,0 г/м3), но практически не меняется в ходе разработки месторождения. При этом степень извлечения углеводородов С5+В при поддержании параметров в низкотемпературном сепараторе постепенно снижается с 98 до 92%. Оценено влияние низконапорных газов дегазации, подаваемых в низкотемпературный сепаратор, на остаточное содержание углеводородов С5+В в товарном газе.
Ключевые слова: газоконденсатные месторождения, низкотемпературная сепарация газа, газ сепарации, степень извлечения углеводородов С5+В, остаточное содержание углеводородов С5+В.
Доля газоконденсатных месторождений в общем балансе добычи газа в РФ на 2015 год составляет около 30%. В среднесрочной перспективе она будет постепенно увеличиваться по мере ввода в эксплуатацию новых газоконденсатных месторождений. Содержание углеводородов С5+В (далее, у/в С5+В) в пластовом газе таких месторождений варьируется в широком диапазоне: от 2 г/м3 (сеноман-аптские залежи Бова-ненковского НГКМ) до 350 г/м3 и более (ачимовские залежи Уренгойского месторождения). Промысловая подготовка таких газов осуществляется по технологии низкотемпературной сепарации газа (НТС).
В процессе подготовки пластового газа у/в С5+В распределяются между газовой и жидкой фазами. Тип жидкого товарного продукта (нестабильного, деэтанизированного или стабильного конденсата) на каждом из УКПГ определяется спросом на рынке и сложившейся транспортной и производствен-
ной инфраструктурой. Например, нестабильный конденсат с Уренгойского, Ямбургского, Заполярного и других месторождений является сырьем для завода по подготовке конденсата к транспорту (ЗПКТ, г. Новый Уренгой), а деэтанизированный конденсат с Самбургского, Юрхаровского и других месторождений ОАО «НОВАТЭК» - для Пуровского ЗПК.
Углеводороды С5+В, не сконденсировавшиеся на установке НТС, остаются в товарном газе, поступающем в магистральный газопровод. По экспериментальным и расчетным данным, содержание у/в С5+В в газах сепарации может варьироваться от 2 до 6 г/м3. Согласно СТО Газпром 3.1-2-004-2008, эти углеводороды относятся к прямым потерям газодобывающей организации [1]. Обеспечение минимального остаточного содержания С5+В в газе сепарации (то есть прямых потерь конденсата) является одной из основных задач при разработке технологических схем промысловой подготовки
газа уже на стадии предпроектных работ [2-4].
Степень извлечения у/в С5+В определяется как количество углеводородов С5+В, перешедших в жидкую фазу по отношению к содержанию их в сырье УКПГ. Она также характеризует эффективность технологической схемы НТС. Так, в [1, 5] показано, что степень извлечения у/в С5+В для валанжинских залежей Заполярного месторождения с содержанием у/в С5+В в пластовом газе ~150 г/м3 находится в диапазоне 90.. .98%, а для сеноман-аптских залежей Бованенковского НГКМ - в диапазоне 40-60%.
Отметим, что при необходимости большей детализации могут использоваться и другие параметры для описания эффективности технологии НТС, такие как извлечение индивидуальных компонентов и групп С3+, С4+ и др.
При анализе степени извлечения и остаточного содержания у/в С5+В в газе сепарации газоконденсатных месторождений представляет интерес выявление причин различия этих характеристик работы УКПГ при сопоставимом содержании у/в С5+В в пластовом газе. Такой анализ удобно провести для месторождений с хорошо известными и охарактеризованными составами пластового газа Западной Сибири.
Для расчетно-технологического моделирования была выбрана типовая технологическая схема НТС с эжектором [6] с тремя ступенями сепарации (рис. 1). Согласно этой схеме, жидкая фаза, отделяемая в сепараторах C-1, С-2 и С-3, дегазируется и разделяется на водную и углеводородную фазы. При дегазации конденсата газ с первой ступени разделения Р-1 поступает на вход в низкотемпературный сепаратор С-3, а газы концевой ступени дегазации из Р 2 и Е-1 смешиваются и поступают на эжектор Э-1. В каче-
стве холодопроизводящего устройства могут использоваться также турбодетандер, дроссель, пароком-прессионная холодильная машина и др. Отметим, что при их применении для подачи низконапорных газов на вход в низкотемпературный сепаратор С-3 требуется установка дополнительного оборудования - компрессора. Следует подчеркнуть, что для нашей задачи использование того или иного холодопроизводящего устройства не принципиально, так как анализ степени извлечения и остаточного содержанияу/в С5+В в газе НТС рассматривается для одинаковых термобарических параметров процесса сепарации (табл. 1).
Расчетно-технологическое моделирование установки подготовки газа осуществлялось с применением уравнения состояния Пенга-Робинсо-на, позволяющего с достаточной для практики точностью описывать фазовые равновесия углеводородных смесей в рабочем диапазоне термобарических параметров работы установок НТС.
В качестве сырья УКПГ рассматривали пластовый газ Восточно-Таркоса-линского, Северо-Уренгойского, Заполярного, Ханчейского и Самбургского [7] газоконденсатных месторождений, характеризующихся содержанием у/в С5+В в диапазоне 100-170 г/м3. Изменение состава пластового газа в процессе разработки месторождения при снижении пластового давления за счет выпадения конденсата в пласте учитывалось согласно расчетам дифференциальной конденсации.
Все удельные содержания компонентов и фракций отнесены к 1 м3 пластового газа при стандартных условиях (20 °С и 101,325 кПа).
Капельные уносы до 300 мг/м3 жидких углеводородов из низкотемпературного сепаратора оказывают незначительное влияние на остаточное содержание у/в С5+В в товарном газе (не более 1,5% от их равновесного содержания в С-3). Поэтому нижеприведенные расчеты проводились без поправки на унос жидкости из сепараторов. Кроме того, уносы на уровне 300 мг/м3 при высоких конденсатных факторах мало влияют и на температуру точки росы товарного газа по углеводородам. Попутно отметим, что такое допущение уже недопустимо при анализе степени извлечения углеводородов на УКПГ месторождений с малым конденсатным фактором (менее 10 г/м3), так как оно может привести к заметным погрешностям при расчетах степени извлечения [5].
Принципиальная технологическая схема промысловой подготовки газа газоконденсатных месторождений
С-1, С-2, С-3 - сепараторы Газ сепарации
Р -1, Р-2 - разделители Е -1 - буферная емкость Т-1 - теплообменник Э -1 - эжектор
Э-1
Т-1
С-1
С-3
Л
С-2
X
X
Пластовый газ
ВМР
7
-нх
Р-1
п
I
X-
Р-2
X
Е-1
ВМР
Нестабильный
конденсат
Таблица 1
Термобарические параметры установки НТС, использованные при расчетах
Аппарат Давление, МПа Температура, °С
С-1 12,0 20
С-2 11,5 -10
С-3 6,0 -30
Р-1 6,5 18,5
Р-2 5,3 -33,2
Е-1
3,3
-4,0
Рис. 1
Перейдем к анализу распределения у/в С5+В между газовой и жидкой фазами вначале без учета вовлечения газов дегазации в технологический процесс, а затем отдельно рассмотрим влияние низконапорных газов на остаточное содержание у/в С5+В в товарном газе.
Прежде всего обсудим изменение фазовых диаграмм природных газов газоконденсатных месторождений в процессе ступенчатой сепарации
газов на установке НТС. На рис. 2 приведены три группы фазовых диаграмм: первая соответствует газу первичной сепарации, вторая - газу промежуточной ступени сепарации и третья - газу низкотемпературной ступени сепарации.
Особенностью фазовых диаграмм разных составов является единая точка их пересечения, соответствующая принятым термобарическим условиям в сепараторах. Для рассматриваемых
2 • 2016
составов газов наибольшие различия относятся к Заполярному и Ханчей-скому месторождениям. По мере прохождения природного газа по ступеням сепарации фазовые диаграммы сближаются, и уже для газов низкотемпературной ступени разделения максимальное различие по температуре крикондентермы не превышает 2 °С. Фактически фазовые диаграммы рассматриваемых газов не позволяют судить о степени извлечения и остаточном содержании у/в С5+В в газе сепарации. Для этого необходимо провести детальное моделирование технологической схемы НТС.
В процессе разработки месторождений пластовое давление газа снижается. Изменение содержания у/в С5+В в пластовых газах в зависимости от пластового давления приведено на рис. 3. В ходе разработки месторождений содержание у/в С5+В в пластовом газе меняется с 220... 150 до 80 г/м3 (при уменьшении пластового давления до ~7,0 МПа).
Расчетная зависимость степени извлечения у/в С5+В от их содержания в пластовом газе для рассматриваемых месторождений приведена на рис. 4. Максимальное извлечение у/в С5+В соответствует начальному потенциальному содержанию в пластовом газе (например, для Заполярного месторождения - 152 г/м3), минимальное - характеризует более поздний период разработки месторождения. Степень извлечения у/в С5+В на начальный период эксплуатации месторождений составляет 97-98% и в процессе разработки месторождения постепенно снижается до 92%. В среднем для разных составов природного газа при одинаковом содержании у/в С5+В в сырьевом потоке разница в степени извлечения у/в С5+В не превышает ~2,0%.
Остаточное содержание у/в С5+В в газе сепарации в процессе разработки месторождений (при уменьшении содержания тяжелых углеводородов в пластовом газе), приведено на рис. 5. Можно отметить двукратное отличие в содержании у/в С5+В в газах сепарации.
На рис. 5 также видно, что линии остаточного содержания у/в С5+В в товарном газе расположены практически эквидистантно с небольшим увеличением по мере снижения содержания у/в С5+В в пластовом газе. Данная закономерность позволяет осуществлять прогноз изменения остаточного содержания у/в С5+В в газе сепарации и степень их извлечения в процессе разработки месторождения при усло-
Фазовые диаграммы газов первичной, промежуточной и низкотемпературной сепарации
15
10
Северо-Уренгойское ГКМ Ханчейское НГКМ
Восточно-Таркосалинское НГКМ . Заполярное НГКМ
Температура, °С
Изменение содержания у/в С5+В в пластовом газе при снижении пластового давления
250
200
150
100
э
С
50
„
ханчейское 1км
Северо-Уренгойское ГКМ
Заполярное НГКМ ■ 111111111
10
15 20 25
Пластовое давление, МПа
30
вии отсутствия подключения дополнительных эксплуатационных объектов и при сохранении термобарических параметров НТС. Так, для пластового газа Самбургского месторождения на рис. 5 пунктиром приведена кривая прогнозируемого остаточного содержания у/в С5+В в газе низкотемпературной сепарации.
Проанализируем фракционные составы у/в С5+В газов концевой ступени сепарации. Их удельное содержание приведено на рис. 6.
Из рис. 6 видно, что основной вклад в содержание у/в С5+В в газ низкотемпературной сепарации преимущественно вносят пентаны. Максимальная разница в содержании у/в фракции
Рис. 2
5
0
Рис. 3
Расчетные степени извлечения у/в С5+В при уменьшении конденсатного фактора в пластовом газе в процессе разработки месторождений
99
98
97
96
95
94
93
92
Ханчейское ГКМ
— Заполярное НГКМ — Северо-Уренгойское ГКМ — Восточно-Таркосалинское НГКМ
50 70 90 110 130 150 170 Содержание углеводородов С5 В в пластовом газе, г/м3
Расчетное остаточное содержание углеводородов С5+В в газе сепарации в процессе разработки месторождений
5,5
4,5
3,5
2,5
Са мс ур гск ое НГ КМ 1
а
За по ля рн( е НГ КМ
С ев ро -У ре го йс кое Г М
В ост оч но -Та рк оса ли нс кое Н ГК М
Ха нче йс ко е Г КМ
50 70 90 110 130 150 170 Содержание углеводородов С5 В в пластовом газе, г/м3
Рис. 4
Рис. 5
5
4
3
2
Содержание фракций С5+В в газах низкотемпературной сепарации
4,5 4
2,5
1,5
0,5
С5
■ Заполярное НГКМ (4,4 г/м3)
■ Северо-Уренгойское ГКМ (4,2 г/м3)
[ I Восточно-Таркосалинское НГКМ (3,5 г/м3) П Ханчейское ГКМ (2,9 г/м3)
С6 С7
Углеводородная фракция
С8
С9
Рис. 6
5
3
2
0
С5 достигает 1,7 г/м3, С6 - 0,2 г/м3, а С7 - 0,3 г/м3. Причиной отличия содержания у/в С5+В в газе НТС может являться количество у/в фракций С5+В в газе на входе в низкотемпературный сепаратор.
Удельное содержание у/в С5+В в газах промежуточной ступени сепарации приведено на рис. 7.
Отметим, что газы промежуточной ступени сепарации содержат практически одинаковое количество пен-танов. В то же время за счет разного содержания более тяжелых фракций удельное количество у/в С5+В существенно различается (на 12 г/м3).
Рассмотрим содержание изомеров пентана в газах сепарации в процессе
подготовки пластового газа. Удельные количества компонентов /-С5, п-С5 и фракции С6+В для Ханчейского и Заполярного месторождений приведены на рис. 8.
Из рисунка видно, что основные изменения в соотношениях компонентов происходят в низкотемпературном сепараторе С-3, но их остаточное содержание в газе низкотемпературной сепарации не объясняется пропорциональным распределением на каждой ступени сепарации. Как показали расчеты, причиной различного содержания пентанов в газе низкотемпературной сепарации являются различия в физико-химических свойствах нестабильного конденсата, выделяющегося в низкотемпературном сепараторе, в первую очередь соотношения между парафинами, ароматическими и нафтеновыми углеводородами.
Далее проанализируем влияние термобарических параметров НТС на степень извлечения у/в С5+В и их остаточное содержание в газе сепарации. Степень извлечения у/в С5+В для газа Заполярного месторождения (начальное содержание у/в С5+В 134 г/м3) при варьировании давления сепарации от 1 до 8 МПа и температуры от -25 °С до -35 °С приведена на рис. 9а, б.
2 • 2016
Удельное содержание углеводородных фракций компонентов С5...Сц в газе на входе в низкотемпературный сепаратор
20
18
16
14
12
10
■ Заполярное НГКМ (27,0 г/м3)
■ Северо-Уренгойское ГКМ (32,3 г/м3)
□ Восточно-Таркосалинское НГКМ (39,3 г/м3)
■ Ханчейское ГКМ (35,0 г/м3)
С5
С6
С7
С8
С9
С10
С11
Углеводородная фракция
Рис. 7
8
6
4
2
0
Рис. 8
Распределение у/в С5+В в пластовом газе и газах сепарации С-1, С-2 и С-3 для составов Ханчейского (слева) и Заполярного (справа) месторождений
Из рис. 9 следует, что для достижения максимальной степени извлечения проводить процесс сепарации желательно при пониженных температурах НТС и давлениях, близких к значению максимальной конденсации у/в С5+В (3,5.4,5 МПа). Также прослеживается качественная закономерность: смещение максимальной степени извлечения в сторону более низких давлений при снижении температуры сепарации.
Снижение температуры сепарации позволяет получить ту же степень извлечения, что и для давления максимальной конденсации при более высоких температурах НТС. Снижение давления низкотемпературной сепарации с 6 МПа до 4 МПа при сохранении температурного уровня сепарации повышает степень извлечения у/в С5+В на ~1%. Остаточное содержание у/в С5+В в газе сепарации при этом уменьшается на 1 г/м3. Однако дальнейшее уменьшение давления ниже 4,0 МПа уже ведет к снижению степени извлечения.
Выше не учитывалось влияние низконапорных газов дегазации на эффективность процесса промысловой подготовки пластового газа. Поэтому перейдем к рассмотрению полной технологической схемы с учетом низконапорных газов дегазации (см. рис 1) с учетом вклада каждого из технологических потоков в остаточное содержание у/в С5+В в газе сепарации.
Расчетно-технологическое моделирование проведено для состава пластового газа Заполярного месторождения. Термодинамические параметры в аппаратах даны в табл. 1, подача газов дегазации осуществляется на вход в низкотемпературный сепаратор. Влияние газов дегазации на остаточное содержание у/в С5+В в газе сепарации показано на начальный период разработки месторождения с содержанием у/в С5+В в пластовой смеси, равным 152 г/м3. В табл. 2 приведено содержание фракций, определяющих остаточное содержание у/в С5+В в товарном газе для газа дегазации из Р-1, газа из промежуточной ступени сепарации и итогового газа на входе в НТС.
Незначительное содержание у/в С5+В в газе дегазации из разделителей относительно потока газа на входе в низкотемпературный сепаратор объясняется термобарическими параметрами его дегазациии малым расходом, не превышающим 4% от расхода газа промежуточной сепарации. Из табл. 2 следует, что подача газов дегазации на вход в низкотемпературный
Зависимость степени извлечения углеводородов С5+В (А) и остаточного содержания у/в С5+В в газе низкотемпературной сепарации (Б) от термобарических параметров НТС для газа Заполярного месторождения
б
100
99
98
97
96
95
94
93
Температу за НТС, C° -35
-30
25
1
10
N ^
о
ч
Те м пе ра т ур а Н ГГ со
1 ,
-25
-30
-35
2 3 4 5 Давление НТС, МПа
3 4 5 Давление НТС, МПа
Рис. 9
9
8
7
6
5
4
3
2
Таблица 2
Содержание фракций С5, С6 и С7 в газах дегазации из Р-1, Р-2, Е-1 и в газе на входе в НТС
Газ сепара- Газ дегазации Газ дегазации Смешанный поток из С-2, Остаточное содержание в газе С-3
Фракция ции С-2 Р-1 Р-2иЕ-1 Р-1, Р-2 и Е-1
г/м3 г/м3 г/м3 г/м3 г/м3
С5 11,0 0,073 0,103 11,18 3,61
С6 3,2 0,020 0,015 3,24 0,45
С7 0,45 0,003 0,001 0,45 0,03
сепаратор после эжектора Э-1 для рассматриваемого состава практически не влияет на содержание целевых компонентов на входе в НТС и не сказывается на остаточном содержании у/в С5+В в газе низкотемпературной сепарации.
Из вышеприведенного анализа степени извлечения и остаточного содержания у/в С5+В в газе сепарации для газоконденсатных месторождений с высоким конденсатным фактором можно сделать следующие выводы.
На температурном уровне сепарации -30 °С остаточное содержание у/в С5+В в газе сепарации составляет от 2,7 до 6,0 г/м3, а в некоторых случаях доходит до 7,0 г/м3. Степень извлечения у/в С5+В в начальный период эксплуатации месторождений не превышает 97%. Технологическим
моделированием установлено, что по мере эксплуатации месторождений и снижения содержания у/в С5+В в пластовом газе количество у/в С5+В в газе низкотемпературной сепарации остается практически постоянным, при этом степень извлечения уменьшается до ~92%.
Для определения эффективности работы технологической схемы НТС предпочтительно использовать показатель «остаточное содержание у/в С5+В». Этот показатель более наглядно отражает цель процесса промысловой подготовки газоконденсатного газа - максимально полное извлечение у/в С5+В. Тогда как степень извлечения у/в С5+В для газоконденсат-ных месторождений не показательна. При типичных значениях 92. ..97% она представляется достаточно высокой и
не дает реальной картины эффективности работы установки НТС.
Остаточное содержание у/в С5+В преимущественно составляют пента-ны. Их содержание в газе концевой ступени сепарации определяется физико-химическими свойствами нестабильного конденсата (соотношением между парафинами, ароматическими и нафтеновыми углеводородами), выделяющегося в низкотемпературном сепараторе. Подача газов дегазации конденсата из первичного и промежуточного сепараторов на вход в низкотемпературный сепаратор практически не влияет на остаточное содержание у/в С5+В в газе низкотемпературной сепарации.
В заключение отметим, что снижение содержания у/в С5+В в газе низкотемпературной сепарации и увеличение выхода товарного углеводородного конденсата является в настоящее время актуальной задачей как на действующих, так и на перспективных газоконденсатных месторождениях. Для реализации этой задачи необходимо проводить оптимизацию технологических схем НТС с учетом фактических компонентных составов пластового газа и возможностей технологического оборудования. ИТХ^^^^^^^^^НЩ
2•2016
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Ланчаков Г.А., Кабанов О.П., Ставицкий В.А. и др. Влияние режима эксплуатации УКПГ Ен-Яхинского месторождения на подготовку конденсата // Газовая промышленность. 2007. № 7. С. 71-73.
Дунаев А.В., Федулов Д.М., Кубанов А.Н., Истомин В.А. Особенности технологических процессов промысловой подготовки природного газа с низким конденсатным фактором // Газовая промышленность. 2015. № 11. С. 80-83. Гриценко А.И., Истомин В.А. Сбор и промысловая переработка газов на северных месторождениях России. М.: Недра, 1999. 473 с. Касперович А.Г., Магарил Р.З. Балансовые расчеты при проектировании и планировании переработки углеводородного сырья газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. М.: КДУ, 2008. 412 с.
EXTENT OF EXTRACTION AND THE RESIDUAL CONTENT OF C5+B HYDROCARBONS IN PRODUCED GAS OF GAS-CONDENSATE FIELDS
Prokopov A.V., Researcher
Istomin V.A., Dr. Sci. (Chem.), Prof., Principal Researcher Fedulov D.M., Ph.D., Deputy Head of the Laboratory
Gazprom VNIIGAZ LLC (Razvilka, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russia). E-mail:v_istomin@vniigaz.gazprom.ru
ABSTRACT
The recovery rate and the residual content of C5+ hydrocarbons in the produced gas during field treatment of natural gas with high gas-to-condensate factor (varying from 100 to 170 g /m3) are considered. Low temperature separation process is used at temperature level minus 30 °C The residual content of the C5+ hydrocarbons in a produced gas at for various formation gases are differ of 3-fold (from 2.0 to 6.0 g/m3). This value is not practically change duringfield development, but the recovery rate of C5+ is gradually reduced from 98 to 92%.The addition of low pressure gases to produced gas is not affected on the recovery rate of C5+ hydrocarbons.
Keywords: gas-condensate field, low-temperature separation, separation gas, C5+ hydrocarbons recovery, residual content of C5+ hydrocarbons
1. Кубанов А.Н., Клюсова Н.Н. Технологические аспекты нормирования потерь конденсата на УКПГ // Газовая промышленность. 2014. № 9. С. 89-92.
2. Кубанов А.Н., Козлов А.В., Цацулина Т.С., Прокопов А.В. Пути решения задачи подготовки газа неоком-юрских залежей месторождений полуострова Ямал с получением стабильного конденсата // Наука и техника в газовой промышленности. 2010. № 4. С. 54-60.
3. Николаев О.А., Кабанов О.П., Цветков Н.А. и др. Обеспечение эффективной эксплуатации валанжинских УКПГ после ввода ДКС и насосной станции подачи конденсата Уренгойского НГКМ // Газовая промышленность. 2013. № 4. С. 31-34.
REFERENCES
1. Kubanov A.N., Klyusova N.N. Technological aspects of valuation losses of condensate on the UKPG. Gazovaya promyshlennosf, 2014, no. 9, pp. 89-92 (In Russian).
2. Kubanov A.N., Kozlov A.V., Tsatsulina T.S., Prokopov A.V. Ways to solve the problem of gas treatment of Neocomian-Jurassic deposits of the Yamal Peninsula to obtain a stable condensate. Nauka i tekhnika v gazovoy promyshlennosti, 2010, no. 4, pp. 54-60 (In Russian).
3. Nikolayev O.A., Kabanov O.P., Tsvetkov N.A., Kolinchenko I.V., Tipugin A.A. Ensuring the effective operation of the Valanginian UKPG after entering the BCS and the pumping station of Urengoy NGKM condensate supplying. Gazovaya promyshlennosf, 2013, no. 4, pp. 31-34 (In Russian).
4. Lanchakov G.A., Kabanov O.P., Stavitskiy V.A., Vlasov S.P., Tipugin A.A. Effect of UKGP operating mode of Yakhinskoye field on condensate preparation.
Gazovaya promyshlennosf, 2007, no. 7, pp. 71-73 (In Russian).
5. Dunayev A.V., Fedulov D.M., Kubanov A.N., Istomin V.A. Features of processes of trade preparation of natural gas with low condensate factor. Gazovaya promyshlennosf, 2015, no. 11, pp. 80-83 (In Russian).
6. Kravchenko A.I., Istomin V.A. Sbor i promyslovaya pererabotka gazov na severnykh mestorozhdeniyakh Rossii [Gathering and oilfield processing of gases on the northern gas fields in Russia]. Moscow, Nedra Publ., 1999. 473 p.
7. Kasperovich A.G., Magaril R.Z. Balansovyye raschety pri proyekt irovanii i planirovanii pererabotki uglevodorodnogo syfya gazokondensatnykh i neftegazokondensatnykh mestorozhdeniy [Balance calculations for the design and planning of raw hydrocarbon deposits processing of gas condensate and oil and gas condensate fields]. Moscow, KDU Publ., 2008. 412 p.
