Особенности разработки газовых месторождений. Классификация месторождений природного газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

8

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство по образованию и науки Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений

Реферат

по дисциплине: «Технология производств в отрасли»

на тему: «Особенности разработки газовых месторождений. Классификация месторождений природного газа»

Выполнил: студ. гр. АГз-07-01 А.Ф. Ахметзянова

Проверил: доцент А.В. Соколовский

Уфа - 2010

Содержание

Введение

1. Система разработки

2. Размещение скважин на структуре и площади газоносности

3. Технологический режим эксплуатации газовых скважин

4. Классификация природных газов по составу и свойствам

5. Режимы разработки газовых месторождений

6. Основные проблемы проектирования и разработки месторождений природных газов

Заключение

Список литературы

Введение

Газодобывающая промышленность является одной из важнейших составляющих топливно-энергетического комплекса России. Колоссальные разведанные природные запасы обеспечивают стране ведущие позиции в мире по объему производства углеводородного сырья и сопутствующих компонентов.

В истории развития отечественной газовой промышленности важную роль сыграли два обстоятельства.

Во-первых, плановая система ведения народного хозяйства в советский период времени. При всех ее недостатках эта система задавала высокий темп роста производства в базовых отраслях экономики. Газовая промышленность современной России была создана после окончания второй мировой войны. Если в первые годы в СССР добывалось лишь несколько млрд. м3 газа в год, то в настоящее время годовая добыча газа только в России превышает 500 млрд. м3.

Во-вторых, быстрое развитие фундаментальных и прикладных научных исследований в стране. Еще задолго до выделения газовой промышленности в самостоятельную отрасль в стране формировался научный подход к добыче газа трудами И.Н. Стрижова, И.Е. Ходановича и других специалистов. Появление теории пластовых фильтрационных процессов, как основы научной разработки месторождений природных газов, связано с именами выдающихся отечественных ученых, в первую очередь Л.С. Лейбензона, а также Б.Б. Лапука, В.П. Савченко, А.Л. Козлова, Н.М. Николаевского. Важную роль в развитии теории разработки сыграли исследования Е.М. Минского, А.А. Ханина, А.С. Велитковского, Ю.П. Коротаева, Ф.А. Требина, И.А. Чарного.

На основе результатов фундаментальных экспериментальных исследований и математического моделирования были созданы новые научные дисциплины - термогидродинамика пластовых процессов, физика нефтяного и газового пласта и другие.

К настоящему времени в России созданы современные теоретические основы и накоплена огромная практика разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Разнообразнейшие условия залегания продуктивных отложений, большая разбросанность газовых и газоконденсатных месторождений по территориям с различными природно-климатическими условиями делают опыт работы наших специалистов по добыче газа и результаты научных исследований ученых отрасли весьма ценными для выбора стратегии дальнейшего роста добычи газа за счет освоения новых сложных объектов разработки.

Огромные залежи природного газа сосредоточены в осадочной оболочке земной коры. Согласно теории биогенного (органического) происхождения нефти они образуются в результате разложения останков живых организмов. Считается, что природный газ образуется в осадочной оболочке при больших температурах и давлениях, чем нефть. С этим согласуется тот факт, что месторождения газа часто расположены глубже, чем месторождения нефти.

Огромными запасами природного газа обладает Россия (Уренгойское месторождение), США, Канада. Из других европейских стран стоит отметить Норвегию, но её запасы невелики. Среди бывших республик Советского Союза большими запасами газа владеет Туркмения, а также Казахстан (Карачаганакское месторождение)

1. Система разработки

Системой разработки газовой залежи (в технологическом значении этого понятия) называется комплекс технических мероприятий по управлению процессом движения газа, конденсата и воды в пласте.

Управление процессом движения газа, конденсата и воды в пласте осуществляется посредством следующих технических мероприятий:

А) определенного размещения рассчитанного числа добывающих, нагнетательных и наблюдательных скважин на структуре и площади газоносности;

Б) установления технологического режима эксплуатации скважин;

В) рассчитанного порядка ввода скважин в эксплуатацию;

Г) поддержания баланса пластовой энергии.

Комплекс исследовательских, профилактических и ремонтных работ, проводимых производственным персоналом предприятия, научно-исследовательскими институтами и специализированными организациями для поддержания проектного технологического режима эксплуатации всех элементов оборудования промысла, необходимого для производства товаров заданных кондиций, относится к эксплуатации залежей.

2. Размещение скважин на структуре и площади газоносности

Площади газоносности газовых залежей в плане могут иметь различную форму: удлиненного овала с отношением продольной и перечней осей более 10, овала, круга, прямоугольника или фигуры произвольной формы.

Территории промыслов различаются рельефом, грунтом, застройками различного назначения. Газоносный коллектор в общем случае характеризуется изменчивостью литологического состава и геолого-физических параметров по площади и разрезу. Эти причины в сочетании с требованиями экономики обусловливают различные способы размещения добывающих, нагнетательных и наблюдательных скважин на структуре и площади газоносности.

На площади газоносности скважины размещаются равномерно и неравномерно. В случае равномерного размещения скважины бурят в вершинах правильных треугольников или углах квадратов. Во время эксплуатации залежи удельные площади дренирования скважин в однородных по геолого-физическим параметрам газонасыщенных коллекторах одинаковы при одинаковых дебитах скважин. В неоднородных по геолого-физическим параметрам коллекторах при равномерном размещении скважин соблюдается постоянство отношения дебита скважины к запасам газа в удельном объеме дренирования. При равномерном размещении скважин темп снижения средневзвешенного по объему порового пространства приведенного давления в удельном объеме дренирования равен темпу снижения приведенного давления в залежи в целом.

К неравномерному относится размещение скважин в виде линейных, кольцевых или комбинированных цепочек (батареи), батарей из кустов скважин, произвольное размещение скважин в местах с наилучшими геолого-физическими параметрами или в наиболее пригодных площадях с твердым грунтом в болотистой местности. В этом случае возможно образование глубоких депрессионных воронок давления в отдельных объемах залежи.

Равномерное размещение скважин на площади газоносности приводит к лучшей геологической изученности месторождения, меньшей интерференции скважин при их совместной работе, более быстрому извлечению газа из залежи при одном и том же числе скважин и одинаковых условиях отбора газа на забое скважины.

Преимущество неравномерного размещения скважин на площади газоносности по сравнению с равномерным - уменьшение капитальных вложений в строительство скважин, сроков строительства скважин, общей протяженности промысловых дорог, сборных газо- и конденсатопроводов, водопроводов, линий связи и электропередачи. Наблюдательные скважины бурят, как правило, в местах наименьшей геологической изученности залежи, вблизи мест тектонических нарушений, в водоносной зоне около начального газоводяного контакта, в районах расположения скважин, эксплуатирующих одновременно несколько пластов, в центре кустов при батарейно-кустовом размещении скважин. Они позволяют получать разнообразную информацию о конкретных свойствах пласта, изменении давления, температуры и состава газа, перемещении газоводяного контакта, газо-, водо- и конденсатонасыщенности пласта, направлении и скорости перемещения газа в пласте.

При разработке газоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления размещение нагнетательных и добывающих скважин на структуре и площади газоносности зависит от рабочего агента, закачиваемого в пласт для поддержания давления, геометрической формы площади газоносности в плане и коллекторских свойств залежи.

При закачке в пласт газообразного рабочего агента нагнетательные скважины размещают в виде батарей в приподнятой, купольной части залежи, добывающие - также в виде батарей, но в пониженной части, на погружении складки. При закачке в пласт жидкого рабочего агента нагнетательные скважины размещают в пониженной части залежи, добывающие - в повышенной, купольной.

При таком размещении скважин на структуре увеличивается коэффициент охвата вытеснением пластового газа рабочим агентом за счет различия вязкостей и плотностей пластового газа и закачиваемого рабочего агента.

Нагнетательные и добывающие скважины при разработке залежей с поддержанием давления размещаются неравномерно на площади газоносности, в виде кольцевых или линейных цепочек скважин.

газовый месторождение скважина

3. Технологический режим эксплуатации газовых скважин

В процессе добычи газа из газовой залежи скважины, шлейфы, сепараторы, теплообменники, абсорберы, десорберы, турбодетандеры, компрессоры и другое оборудование промысла работают на определенном технологическом режиме.

Технологическим режимом эксплуатации газовых скважин называется рассчитанное изменение во времени дебита, давления, температуры и состава газа на устье скважины при принятом условии отбора газа на забое скважины.

Условием отбора газа на забое скважины называется математический запись фактора, ограничивающего дебит скважины при ее эксплуатации.

Технологический режим эксплуатации скважин зависит от типа газовой залежи (пластовая, массивная), начальных пластовых давления и температуры, состава пластового газа, прочности пород газовмещающего коллектора. Он устанавливается по данным режимных исследований скважин с использованием подземного (желонка М.А. Цайгера) и наземного (поверхностные породоуловители, измерители интенсивности коррозии) оборудования и приборов (шумомеры, дебитомеры, измерители давления и температуры).

4. Классификация природных газов по составу и свойствам

Первая классификация природных газов была дана В.И. Верданским (1912). По морфологии им выделены две группы: 1) газы в свободном состоянии; 2) жидкие и твердые растворы газов. В первую группу включены: а) газы атмосферы; б) газы, содержащиеся в порах горных пород; в) газовые струи; г) газовые испарения. Ко второй группе отнесены газы: а) морей, океанов и различных водоисточников; б) адсорбированные горными породами и минералами. По химическому составу и условиям нахождения выделены три группы газов: 1) земной поверхности; 2) связанные с высокой температурой; 3) проникающие в земную кору. В последней группе выделены газы: а) атмосферы и б) тектонических струй. Газы тектонических струй по химическому составу В.И. Верданским подразделены на азотные, углекислые, метановые и водородные.

И.М. Губкин (1932) подразделил природные газы Апшерона на метановые, азотно-метановые, углекисло-азотисто-метановые, азотистые и углекислые. По содержанию главного компонента (метана) и двух основных примесей (азота и углекислоты) газы территории образуют непрерывный ряд от метановых до азотных и углекислых. В.А. Соколов (1932) по химическому составу выделил три основных типа газов: 1) углеводородные, 2) углекислые и 3) азотные.

Генетическое направление в классификации В.И. Верданского в дальнейшем было развито В.В. Белоусовым. Все газы он разделил на четыре типа: биохимического, воздушного, химического и радиоактивного происхождения. А.Л. Козлов по генезису выделил еще одну группу газов - газы ядерных реакций.

И.В. Высоцкий предложил в своей классификации различать газы, формирующиеся в земной коре, циркуляционные и реликтивные (космические), определяя для них исходный материал, характер газообразующих процессов, формы нахождения или проявления и химический состав.

Поскольку генетически чистые скопления газов в природе не встречаются, М.И. Суббота предложил выделить газовые ассоциации:

) газы преимущественно биохимического происхождения,

2) газы преимущественно метаморфического происхождения,

3) газы преимущественно радиоактивного происхождения.

В предложенной Н.А. Еременко и С.П. Максимовым классификации, которая охватывает наиболее часто встречающиеся в природе газы, выделено десять классов газа: 1 - углеводородные, 2 - углеводородно-углекисло-азотные, 3 - углеводородно-азотные, тные, 4 - углеводородно-углекислые, 5 - азотные (воздушные), 6 - азотно-углеводородно-углекислые, 7 - азотно-углекислые, 8 - углекислые, 9 - углекисло-углеводородные, 10 - равносмешанные углеводородно-углекисло-азотные.

К.П. Флоренский разработал диагностическую классификацию, основанную на характерных отношениях между газовыми компонентами, позволяющими, по его мнению, определить условия газообразования. По величине отношения гелия к аргону природные газы им подразделены на три основные группы - современные, смешанные и древние.

Наиболее полная классификация природных газов, основанная на обобщении большого фактического материала, предложена В.А. Соколовым в 1956 г. и дополнена им в 1971 г. Эта классификация составлена с учетом условий нахождения, химического состава и генезиса газов. По условиям залегания выделены газы атмосферы, земной поверхности, осадочных пород, океанов и морей, метаморфических пород, магматических пород, вулканические и космоса. В группу газов осадочных пород, изучению которых посвящена настоящая работа, входят следующие газы: нефтяных, газовых, угольных месторождений, а также пластовых вод и рассеянные. По генезису различаются газы биохимического, химического, радиогенного и радиационно-химического происхождения. Для каждой группы газов определены состав и место развития их в земной коре.

Близка к классификации В.А. Соколова и схема А.И. Кравцова (1957). Главные типы природных газов А.И. Кравцов выделял, основываясь на геологических и геохимических условиях образования природных газов и их химическом составе.

Схемы классификации природных газов, касающиеся главным образом углеводородной части, предложены К.П. Кофановым, В.Ф. Никоновым, И.С. Старобинцем и др. Так, К.П. Кофанов подразделяет природные газы по содержанию в них этана и пропана. По соотношению метана и его гомологов выделены сухие газы с содержанием тяжелых углеводородов (ТУ) от нуля до 5%, полужирные - 6-15%, жирные - 16-25%, высокожирные - более 25%.

По соотношению ТУ различаются три подтипа газов: 1) этановый, 2) пропан (бутан)-этановый, 3) бутан-пропановый. Эта классификация была использована в дальнейшем многими исследователями при районировании территорий на газоносные и нефтеносные области. По условиям нахождения газы осадочных толщ В.И. Ермаковым подразделены на газы: 1) сорбированные породами;

2) растворенные в подземных водах;

3) растворенные в нефти;

4) образующие свободные скопления.

Е.В. Стадником предложена классификация газов нефтегазоносных бассейнов по условиям залегания и связи их с породами и флюидами. По условиям залегания выделяются газы, рассеянные в породах, растворенные в подземных водах и заключенные в залежах. Однако разделение газов по условиям фазового состояния на рассеянные в породах, растворенные в подземных водах (или нефтях) и заключенные в залежах (свободные газы) является довольно условным. При изменении термодинамической обстановки и особенностей залегания вмещающих пород газы из одного фазового состояния могут переходить в другое.

5. Режимы разработки газовых месторождений

Газовые месторождения

Динамика проектных и фактических отборов газа из недр месторождения определяется конкретными геолого-промысловыми и региональными особенностями объекта разработки. В зависимости от активности подошвенных и законтурных вод при отборе газа проявляет себя в залежи либо газовый, либо водонапорный режим. Практика разработки свидетельствует о том, что чисто газовый режим встречается относительно редко. Как правило, по мере снижения давления в продуктивном пласте в него внедряется внешняя по отношению к пласту вода.

Газовый режим

Газовым (газонапорным) называют режим эксплуатации месторождения, при котором пластовые флюиды поступают в добывающие скважины под воздействием энергии природного газа. Естественно, что падение давления в поровом пространстве коллектора обусловливает упругое расширение скелета вмещающих залежь горных пород. Однако основным источником энергии, благодаря которому пластовые флюиды фильтруются к забоям добывающих скважин, при газовом режиме является энергия содержащегося в пласте сжатого газа.

Поскольку от режима эксплуатации залежи зависят как система размещения скважин на месторождении, схема подготовки газа к транспорту и схема транспорта, так и технико-экономические показатели разработки, то обычно режим работы объекта стремятся обосновать как можно раньше после открытия залежи. При этом используются методы аналогии объектов региональной системы добычи газа, геолого-промысловые данные о залежи (ФЕС, насыщенность порового пространства РЖУ и водой, особенности ГВК и ГНК), а также данные опытно-промышленной эксплуатации месторождения.

Газовый режим разработки месторождения характеризуется постоянством газонасыщенного объема порового пространства залежи (с отмеченной выше оговоркой, касающейся упругого расширения вмещающих пород). Поэтому графическая зависимость приведенного давления представляет собой гипотезу прямоугольного треугольника с катетами и . Здесь - текущее пластовое давление, - текущее значение коэффициента сжимаемости пластового газа, - текущий накопленный отбор газа, - начальные суммарные запасы газа в залежи.

С.Н. Закиров и Б.Б. Лапук отмечали, что прямолинейность зависимости от в рассматриваемых координатах является необходимым, но недостаточным условием проявления газового режима. Из опыта разработки газовых месторождений следует, что в ряде случаев указанная зависимость может быть прямолинейной и при водонапорном режиме. Прямолинейность зависимости может быть в этом случае вызвана изменением темпа отбора газа, как показали своими исследованиями Ф.А. Требин и В.В. Савченко.

Режим работы залежи после начала ее эксплуатации определяется видом рассмотренной графической зависимости , построенной по результатам систематического измерения текущего пластового давления с использованием данных о количестве добытого газа и текущем коэффициенте сжимаемости газа при данном пластовом давлении. Поскольку прямолинейная зависимость графика еще не является доказательством проявления газового режима, такой график может быть получен и в случае водонапорного режима при постоянном темпе отбора газа из залежи.

С другой стороны, стоит отметить, что в пластах с крупными зонами слабопроницаемых коллекторов кривая приведенного давления на начальной стадии отбора запасов газа может демонстрировать более резкое снижение, чем это отвечает ожидавшемуся ее линейному положению. Причиной являются меньшие объемы текущих дренируемых запасов по сравнению с оцененными общими запасами газа в залежи. Когда давление в высокопроницаемых областях пласта в ходе разработки залежи существенно понизится, в эти области начнет поступать газ из слабопроницаемых областей, и в дальнейшем будет наблюдаться выполаживание кривой приведенного давления, ее стремление выйти на ожидавшуюся зависимость.

Водонапорный режим

Динамика в содержании попутной воды в продукции скважин и в подъеме ГВК свидетельствует о проявлении водонапорного режима.

П.Т. Шмыгля справедливо квалифицирует упруговодонапорный режим как наиболее общее проявление внешнего источника энергии разрабатываемого пласта. При таком понимании выделяемый иногда жестководонапорный режим является лишь частным случаем упруговодонапорного режима, поскольку изменение темпов отбора газа из залежи немедленно вызывает проявление упругой составляющей в балансе сил, обеспечивающих фильтрацию флюидов.

Наиболее ранним признаком поступления в залежь воды является понижение уровня в пьезометрических скважинах, пробуренных на водоносный пласт или в законтурную область пласта-коллектора, являющуюся ближайшей к залежи частью водонапорного бассейна. Чем больше фонд пьезометрических скважин, тем точнее можно оценить текущий объем внедрившейся в газонасыщенную зону воды.

Источником дополнительной информации о режиме работы газоносного пласта являются также данные геофизических исследований скважин, а именно данные о подъеме ГВК (ГНК).

Далее свидетельством поступления в залежь воды могут быть промысловые данные по обводнению продукции скважины. Эти данные включают как результаты контроля за содержанием воды в продукции скважин, так и результаты химического анализа попутной воды (по динамике содержания, например, ионов хлора). Располагая информацией о составе подошвенной и законтурной воды, можно судить как о фактах внедрения этих вод в газонасыщенную область, так и о количестве поступающей воды, если систематически контролировать состав попутной воды добывающих скважин, начиная с периферийных.

При водонапорном режиме приток газа к забоям скважин обусловливается как энергией давления сжатого газа, так и напором продвигающейся в газовую залежь контурной или подошвенной воды. Продвижение воды в газовую залежь приводит к замедлению темпа падения пластового давления.

Довольно часто при разработке месторождений природных газов в условиях водонапорного режима давление сначала падает, как при газовом режиме. Это явление объясняется тем, что в начальный промежуток времени в газовую залежь поступает мало воды по сравнению с начальным газонасыщенным объемом порового пространства. Поэтому вначале поступление воды незначительно влияет на темп падения пластового давления. Дальнейшее поступление воды в залежь приводит к заметному замедлению темпа падения пластового давления. Как пишет С.Н. Закиров, складывается впечатление, что месторождение вначале разрабатывается при газовом, а затем при водонапорном режиме.

6. Основные проблемы проектирования и разработки месторождений природных газов

Текущее состояние и конечная эффективность разработки газовых месторождений определяются тем, насколько совершенна запроектированная система разработки, как она учитывает все особенности геологического строения месторождения и окружающего водонапорного бассейна и насколько эта система реализована практически. В соответствии с геологическими и гидрогеологическими условиями, а также с выбранной технологией разработки проектируется и система контроля.

Факторы и условия, определяющие степень сложности разработки месторождения, под влиянием которых формируется комплекс контролируемых параметров, условно можно разделить на две группы: геологические и гидрогеологические; технологические.

К первой группе следует отнести размеры залежи и ее начальные параметры (глубина залегания продуктивного пласта, пластовые давление и температура, запасы газа и конденсата), геологическое строение продуктивного горизонта (многопластовость, неоднородность коллекторских свойств, разрывные нарушения и пр.), тип залежи (пластовая, массивная, водоплавающая), физико-химические свойства пластовых флюидов и т.д. Эта же группа включает характер контакта залежи с окружающим водонапорным бассейном. Особенности этого бассейна - протяженность, проницаемость, гидростатические напоры.

Во вторую группу входят: способ разработки залежи (с поддержанием давления, на истощение, с консервацией газовой части залежи или нефтяной оторочки и т.д.); стадия разработки (начальная, основная и др.); темп отбора углеводородов из залежи и дебиты отдельных скважин, их рабочие давления и текущее состояние; система вскрытия продуктивного горизонта и размещение скважин на структуре; наличие межпластовых или внутрипластовых перетоков газа и пр.

Некоторые факторы, такие как взаимодействие соседних залежей, режим разработки и другие, являются общими, но, поскольку возникают они только в процессе разработки месторождений, условно отнесем их ко второй группе.

В общем случае система контроля тем сложнее, чем больше упомянутых факторов и условий характерно для данного месторождения, чем больше особенностей и осложнений в его разработке. Крупное по размерам и этажу газоносности многопластовое месторождение с резко неоднородными коллекторами, с блоковым строением, а также с внедрением пластовых вод требует максимума контролируемых параметров. Небольшое однопластовое газовое месторождение может достаточно эффективно эксплуатироваться и при упрощенной системе контроля.

Система контроля определяется уже на стадии составления технологических схем и проектов опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) или проектов промышленной разработки.

Особое внимание на всех стадиях разработки газового месторождения следует уделять внедрению подошвенной и законтурной воды в случае водонапорного режима работы пласта. Естественно, активность воды неодинакова на разных стадиях отбора запасов газа из пласта. Обычно сначала наблюдаются признаки только газонапорного режима. По мере снижения давления отмечается все более активное внедрение воды. На завершающей стадии разработки, когда образуются обширные зоны обводнения с защемленным и обойденным газом, темп внедрения воды вновь замедляется из-за возросших фильтрационных сопротивлений. Динамизм процесса обводнения различен в поровых и трещиноватых коллекторах, что диктует необходимость конкретного подхода к системе контроля за обводнением газового пласта. Разработка газоконденсатных месторождений имеет свою специфику.

Помимо всех особенностей разработки, присущих чисто газовым месторождениям, в этом случае возникают сложные проблемы, связанные с отбором углеводородного конденсата. С одной стороны, это те вопросы, которые требуют своего решения при достижении максимально возможной конденсатоотдачи пласта. С другой стороны, это вопросы поддержания или восстановления продуктивности скважин, поскольку наибольшее насыщение порового пространства выпадающим конденсатом происходит именно в призабойных зонах скважин, приводя к более или менее значительному снижению фазовой газопроницаемости.

Если в ходе эксплуатации газоконденсатной залежи к забоям добывающих скважин подступает подошвенная или законтурная вода, то возникает проблема поддержания работоспособности скважин, в продукции которых содержится значительное количество жидкости (углеводородного конденсата и воды).

Особенно сложной является разработка газоконденсатного пласта, характеризующегося низкой проницаемостью пород. Выпадение ретроградного конденсата в поровом пространстве обусловливает в таких случаях необходимость поддержания давления для приемлемых отборов не только конденсата, но и газа.

Вообще проблема обеспечения достаточно большой углеводородоотдачи, особенно конденсатоотдачи, считается специалистами одной из наиболее сложных при разработке месторождения газоконденсатного типа. Предложен целый ряд методов повышения газоконденсатоотдачи, однако, за исключением лишь некоторых из них, эти методы из-за больших капитальных и эксплуатационных затрат не применяются в газопромысловой практике.

Заключение

Россия занимает уникальное место в мире по разведочным запасам газа, темпам роста его промышленного производства, масштабам экспорта газа в европейские и азиатские страны. Это предопределило огромные трудности, которые необходимо было преодолевать людям, посвятившим себя газовому делу. В курсовой работе рассматриваются все основные проблемы разработки месторождений природного газа. Анализируется опыт освоения крупнейших в мире по своим запасам залежей газового и газоконденсатного типа. Описаны новые технологии, созданные с использованием масштабных фундаментальных исследований, современные методы изучения термодинамических процессов, сопровождающих фильтрацию флюидов в разрабатываемом пласте.

Список литературы

1. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Уфа, Дизайн Полиграф Сервис, 2001-544с.

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

3. Закиров С.Н., Лапук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождений. - М.: Недра, 1974. - С. 21-22; 18.

4. Мстиславская Л.П. Павлинич М.Ф., Филиппов В.П. Основы нефтегазового производства. - М., «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. - 3-е изд. -276с.

5. Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов. - М.: Недра, 1999. - 659 с.: ил.

Размещено на Allbest.ru