Дипломы, курсовые, рефераты, контрольные...
Срочная помощь в учёбе

Исследования составов и свойств углеводородных конденсатов Ямбургского и Заполярного месторождений для совершенствования технологии промысловой подготовки

Диссертация: Исследования составов и свойств углеводородных конденсатов Ямбургского и Заполярного месторождений для совершенствования технологии промысловой подготовки
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Экспериментально исследована устойчивость эмульсии BMP в углеводородном конденсате валанжинских залежей от температуры и показано, что при температурах выше 5 — 7 °C происходит ее быстрое разрушение. Установлено, что технологические потери метанола для предупреждения гидратообразования на ГКМ с высоким и средним содержанием С5+ являются завышенными, что обусловлено потерями BMP с углеводородным… Читать ещё >

Содержание

  • Список сокращений
  • 1. Методы исследований углеводородных конденсатов Западной Сибири
    • 1. 1. Газоконденсатные месторождения Западной Сибири и перспективы их освоения
    • 1. 2. Общая характеристика комплекса аналитических работ по исследуемым углеводородным системам при контроле ГКМ за разработкой
    • 1. 3. Особенности лабораторных методов исследования жидких углеводородов газоконденсатных систем применительно к Ямбургскому ГКМ
  • 2. Оперативный анализ и прогнозирование добычи и состава углеводородного конденсата на Ямбургском ГКМ

2.1. Оценка начальных, текущих и потенциальных ресурсов углеводородного конденсата и его топливных фракций, оперативного анализа и прогнозирования разработки залежей Ямбургского ГКМ на базе газодинамического сеточного моделирования

2.2. Алгоритм метода оперативного контроля за текущим и прогнозным значениями потенциала С51. в пластовом газе и содержание топливных фракций 37 в стабильном конденсате

2.3. Изменение состава конденсата в связи с ретроградными потерями ^ при разработке на истощение Ямбургского ГКМ

2.4. Обобщение результатов экспериментальных исследований по определению физико-химических свойств добываемого конденсата по объектам и 53 зонам эксплуатации Ямбургского ГКМ

3. Углеводородный конденсат сеноманской залежи Заполярного месторождения обоснование направлений решения технологических проблем 59 промысловой подготовки газа

3.1. Сравнительный анализ состава сеноманского газа и конденсата месторождений Западной Сибири

3.2. Физико-химические характеристики сеноманского конденсата

Заполярного месторождения и их сопоставление с нефтью сеноманской залежи Русского месторождения

3.3. Прогноз изменения выхода и состава конденсата в процессе разработки залежи на истощение

3.4. Направление практического использования сеноманского конденсата

3.5. Эмульсия в системе: «BMP — сеноманский конденсат» и методы ее устранения применительно к УКПГ-1С Заполярного месторождения 4. Экспериментальное исследование растворимости метанола в углеводородном конденсате Ямбургского ГКМ

4.1. Анализ экспериментальных данных по растворимости метанола и воды в углеводородных жидкостях

4.2. Экспериментальные исследования растворимости метанола в углеводородном конденсате Ямбургского ГКМ

4.3. Методика расчета растворимости метанола в углеводородных жидкостях

4.4. Метод устранения эмульсии BMP в валанжинском конденсате

УКПГ-1 В Ямбургского ГКМ Основные

выводы и результаты работы

Исследования составов и свойств углеводородных конденсатов Ямбургского и Заполярного месторождений для совершенствования технологии промысловой подготовки (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Основным районом промышленной добычи газа и нефти в настоящее время остается Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. Перспективы развития добычи газа и газового конденсата связаны с дву*мя крупными регионами Севера Тюменской области, а именно с газовыми, газоконденсатными и нефтегазокондеисатными месторождениями Надым-Пур-Тазовской и Гыданской ИГО. Месторождения НадымПур-Тазовской ИГО в настоящее время находятся в стадии развития, освоение газоконденсатных залежей на месторождениях полуострова Ямал предполагается начать с подготовленного к разработке Бованенковского месторождения с предполагаемым вводом его в эксплуатацию в 2009 году. После вывода на проектный уровень отбора газа предполагается начать освоение газоконденсатных залежей Харасавейского месторождения. В настоящее время помимо разрабатываемых газоконденсатных залежей на Уренгойском и Ямбургском месторождениях подготовлены к промышленному освоению залежи конденсатосодержащего газа на Уренгойском (ачимовская толща), Ен-Яхинском, Северо-Уренгойском, Восточно-Уренгойском, Пово-Уренгойском, Песцовом и Заполярном месторождениях. Данные месторождения рассматриваются в качестве основных вводимых объектов добычи конденсата на ближайшую перспективу в планах ОАО Газпром. Анализ состояния сырьевой базы подготовленных к разработке месторождений Надым-Пур-Тазовского региона позволяет планировать в перспективе (к 2005 году) доведение отбора стабильного конденсата до 8−10 млн. тонн/год, что в пересчёте на нестабильный составит 13−15 млн. тонн/год, максимальный уровень годовой добычи нестабильного конденсата по Ямальской ИГО может быть доведен до 5 млн. тонн с поддержанием его на постоянном уровне в течение 25 лет. Потенциальное содержание С5+ в пластовом газе находится в пределах 0,2 — 500 г/м3.Большой вклад в развитие теории и практики разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений внесли следующие специалисты: Алиев З. С., Андреев О. П., Басниев К. С., Бекиров Т. М., Васильев 10.II., Гриценко А. И., Гужов Н. А., Долгушин Н. В., ЗакировС.Н., Зотов Г. А., Касперович А. Г., КлюсовВ.А., Коротаев Ю. П., Корчажкин Ю. М., Ланчаков Г. А., Маслов В. Н., Островская Т. Д., Перепеличенко В. Ф., Сулейманов Р. С., Сомов Б. Е., Степанов Н. Г., Тер-Саркисов P.M. и многие другие. В настоящее время в результатах исследований УВС при подготовке газоконденсатных месторождений к разработке имеются серьезные проблемы. Зачастую количество скважин ограничено как по площади, так и по разрезу месторождения, при этом определяется ряд специфических показателей: коэффициенты усадки конденсата, выход С5+, и т. п., которые практически не дают никакой полезной информации для расчетов балансов установок промысловой подготовки и переработки. В результате*, этого заложенные в проекты разработки и обустройства месторождений составы УВС,'а также рассчитанные по ним балансы установок промысловой обработки и переработки, как правило, весьма далеки от фактически достигаемых. Нередко по этой причине вскоре после пуска установок по подготовке и переработке УВС приходится проводить их реконструкцию. Иногда возникают нарушения работы схем транспорта и потребления УВС (например, с середины 80-х годов несколько лет лихорадило систему транспорта ШФЛУ из-за неправильно рассчитанных балансов ее производства на предприятиях Тюменской области). С точки зрения технико-экономической эффективности функционирования производства основополагающими являются работы по исследованию составов и свойств сырья и продукции, разработке технологии для проектирования, анализ состояния технологии и разработке решений по ее оптимизации и модернизации. Обустройство, ввод в эксплуатацию и вывод на проекпгую производительность Заполярного месторождения, а также опыт эксплуатации Ямбургского месторождения свидетельствуют о необходимости решения ряда задач, связанных с разработкой месторождений: создание расширенного детализированного комплекса исследований состава и свойств УВС и совершенствование технологических процессов подготовки скважинной продукции на разрабатываемых месторождениях Поэтому дальнейшее совершенствование технологии подготовки газа и углеводородного конденсата к дальнему транспорту в условиях Крайнего Севера с недостаточно развитой инфраструктурой является актуальной задачей исследования. ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ 1. Анализ применяемых методов определения фракционных и групповых составов углеводородных конденсатов. Адаптация методов газожидкостной хроматографии для исследования физико-химических свойств углеводородных конденсатов с целью определения их фракционного, группового и индивидуально-компонентного состава на стадии проектирования и разработки месторождения.2. Разработка метода оперативного контроля характеристик углеводородного конденсата: потенциального содержания Cs+ в пластовом газе, топливных фракций стабильного конденсата по объектам эксплуатации месторождения.3. Исследование физико-химических свойств сеноманского конденсата Заполярного НГКМ с целью устранения осложнений в системах промысловой подготовки газа. Прогноз изменения объемов добычи и фракционного состава сеноманского конденсата в процессе разработки сеноманской залежи Заполярного НГКМ.

4. Исследование растворимости метанола в конденсате валанжинских залежей Ямбургского ГКМ. Разработка технологии сокращения расхода метанола при промысловой подготовке конденсата к дальнему транспорту. НАУЧНАЯ НОВИЗНА Разработан метод оперативного контроля потенциального содержания С5+ в пластовом газе, потенциального содержания топливных фракций в стабильном конденсате по объектам эксплуатации на примере Ямбургского ГКМ. Впервые определен индивидуальный компонентный состав сеноманского конденсата Заполярного НГКМ и дан прогноз изменения его выхода и состава в процессе разработки залежи на истощение. По результатам выполненных экспериментальных исследований впервые оценены условия образования и разрушения эмульсии BMP в конденсатах различного углеводородного состава в диапазоне температур, характерных для промысловой подготовки углеводородного сырья. ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ 1. Метод оперативного контроля ресурсов углеводородного конденсата при разработке газоконденсатного месторождения на примере Ямбургского ГКМ.

2. Экспериментально установленные закономерности образования и разрушения эмульсии BMP и растворимости метанола в углеводородных конденсатах валанжинских и сеноманской залежей.3. Технические решения по совершенствованию промысловой подготовки углеводородного конденсата к дальнему транспорту на Заполярном и Ямбургском месторождениях, позволяющие устранить эмульсию BMP в конденсате. ПРАКТИЧЕСКАЯ ЗНАЧИМОСТЬ РАБОТЫ 1. Разработанный метод контроля за характеристиками добываемого углеводородного < конденсата позволяет оперативно и более достоверно оценивать потенциальное «» содержание С5+ в пластовом газе и фракционный состав конденсата по объектам эксплуатации Ямбургского месторождения., s 2. Предложена модификация технологической схемы УКПГ-1С Заполярного ПГКМ, включающая блок деэмульсации углеводородного конденсата. Получены «положительные результаты промышленных испытаний, свидетельствующие об улучшении качества углеводородного конденсата и устранении углеводородов из BMP, предназначенного для регенерации метанола.3. Разработана технология использования сеноманского конденсата на Заполярном НГКМ в качестве депрессора товарного дизельного топлива, позволяющая улучшить его свойства при низких температурах.4. Уточнен метод ВНИИГАЗа по расчету растворимости метанола в углеводородном конденсате.5. Предложено технологическое решение, позволяющее устранить эмульсию BMP в валанжинском конденсате и тем самым сократить потери метанола при подготовке газоконденсатной смеси к транспорту на УКПГ-1 В Ямбургского ГКМ.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ.

По результатам выполненной работы можно сделать следующие выводы и рекомендации.

1. Обобщены и проанализированы результаты существующих методов определения фракционного и углеводородного состава углеводородного конденсата. Показано, что по принятым методикам определение фактического состава добываемого конденсата проводится со значительными погрешностями. Разработан уточненный расширенный комплекс исследования углеводородного конденсата на Ямбургском ГКМ с использованием методов капиллярной газожидкостной хроматографии.

2. На основе метода сеточного моделирования разработана методика оперативного контроля газоконденсатных характеристик добываемого конденсата, которая дает возможность графического представления карт потенциального содержания С5+ в пластовом газе и топливных фракций стабильного конденсата, но эксплуатационным объектам включая прогнозные расчеты.

3. Проведены физико-химические исследования углеводородного конденсата сеноманской залежи Заполярного НГКМ. Определен его индивидуальный компонентный состав. Дан прогноз изменения выхода и состава конденсата в процессе разработки залежи. Разработана технология рационального использования сеноманского конденсата для улучшения низкотемпературных характеристик товарного дизельного топлива.

4. Проведены лабораторные и промысловые исследования в системе:"сеноманский конденсат — водометанольный раствор", которые показали, что при эксплуатации установок подготовки сеноманского газа на Заполярном НГКМ основные технологические проблемы связаны с образованием стойкой эмульсии сеноманского конденсата с водометанольным раствором. Изучены устойчивость, условия образования и разрушения эмульсии. Подобран деэмульгатор для разрушения эмульсии сеноманского конденсата с водометанольным раствором.

5. Предложена технология промысловой подготовки сеноманского газа, включающая стадию деэмульсации углеводородного конденсата. Подобные технологические решения могут быть использованы на других месторождениях полуострова Ямал с небольшим газоконденсатным фактором на стадии технологического проектирования установок подготовки газа.

6. Проведены комплексные исследования растворимости метанола в углеводородном валанжинском конденсате и его фракциях в области пониженных температур. Обобщены результаты экспериментальных и теоретически полученных данных закономерности растворимости метанола в углеводородном конденсате валанжинских залежей от температуры, состава смеси и концентрации водометанольного раствора. Уточнена методика расчета растворимости метанола в валанжинском конденсате.

7. Экспериментально исследована устойчивость эмульсии BMP в углеводородном конденсате валанжинских залежей от температуры и показано, что при температурах выше 5 — 7 °C происходит ее быстрое разрушение. Установлено, что технологические потери метанола для предупреждения гидратообразования на ГКМ с высоким и средним содержанием С5+ являются завышенными, что обусловлено потерями BMP с углеводородным конденсатом в эмульсионной форме. С учетом полученных данных предложено модифицировать технологию подготовки конденсата к дальнему транспорту за счет устранения эмульсии и тем самым сократить потери метанола.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Краткая энциклопедия нефтегазовой геологии. — М.: Изд-во акад. горных наук, 1998.- 352 с.
  2. A.M. и др. Западная Сибирь остается главной нефте- и газодобывающей провинцией России в 21 веке // Геология нефти и газа, 2000. — № 4. — С. 2 — 8.
  3. А.И., Истомин В. А. и др. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. М.: Недра, 1999. — 424 с.
  4. И.С. Геолого-геохимические особенности газоконденсатов. Л.: Недра, 1974.- 152 с.
  5. Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконденсатных систем / А. И. Гриценко, И. А. Гриценко, В. В. Юшкин, Т. Д. Островская. М.: Недра, 1995.- 432 с.
  6. Промышленная подготовка и переработка газоконденсатов / Касперович А. Г., Новопашин В. Ф., Магарил Р. З., Пестов А. К.: Учебное пособие. Тюмень: ТюмГНГУ, 1999. 80 с.
  7. Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса. М.: Недра, 1998.- 464 с.
  8. В.В. Новые концептуальные подходы к освоению газовых и газоконденсатных месторождений // НТС. Сер.: Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром, 1997. -№ 1.-35 с.
  9. .П., Гриценко А. И., Корнилов А. Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений : справочное пособие. М.: Недра, 1988. — 574 с.
  10. И.С. Распространение и условия формирования различных типов газоконденсатных залежей и их нефтяных оторочек//Сов. Геология. 1980. -№ 1. -С. 20 — 28.
  11. П.Кушниров В. В. Оценка начального конденсатосодержания природных газов // Геология нефти и газа. 1982. — № 1. — С. 12−15.
  12. Г. П. Проблемы реструктуризации научно-технического сектора ОАО «ГАЗПРОМ» и задачи его совершенствования // Наука и техника в газовой промышленности. -2003. № 2. — С. 9 — 13.
  13. В.Г., Снытикова Г. П. и др. Автобензины из фракций газового конденсата// Газовая промышленность. 1989. — № 1. — С. 54 — 57.
  14. Нефтепродукты. Методы испытаний. -4.1 М.: Изд-во стандартов, 1977. — 416 с.
  15. Annual Book of ASTM Standarts. Pt.23. Petroleum products and lubricants. 1975.- 938 p.
  16. IP Standarts for petroleum and its products. Pt. l, Section 1. Appl. Sei. Publ. LTD. 1975.- 1835 p.
  17. ASTM D2892−90. Стандартный метод определения фракционного состава сырой нефти (посредством колонки на 15 теоретических тарелок). 101 с.
  18. Метод определения фракционного состава в аппарате АРН-2: ГОСТ 11 011–85. -Изд-во стандартов, 1985. 24 с.
  19. Метод определения фракционного состава: ГОСТ 2177–99. Изд-во стандартов, I1999. 23 с.
  20. Инструкция по эксплуатации модернизированного аппарата разгонки нефти АРН-2 с блоком электронного регулирования флегмового числа. -Тюмень: ТюменНИИГипрогаз, 2000. 6 с.
  21. Инструкция по исследованию скважин месторождений с высоким содержанием конденсата: отчет о НИР / СеверНИПИГаз- рук. Долгушин Н. В. Ухта, 2001. — 200 с.
  22. А.К., Хачатурова Д. А., Лозин В. В. Лабораторная перегонка и ректификация нефтяных смесей. М.: Химия. 1984. — 240 с.
  23. Инструкция по комплексному исследованию газоконденсатных пластов и скважин / под ред. Г. А. Зотова. М.: Недра, 1980. — 301 с.
  24. Руководство по исследованию скважии / Гриценко А. И., Алиев З. С., Ермилов О. Н., Ремизов В. В., Зотов Г. А. М.: Наука, 1995. — 523 с.
  25. АБТМ 5 134−92. Стандартный метод детального анализа нефти методом каппилярной газовой хроматографии. 120 с.
  26. АБТМ 5 307−92. Стандартный метод определения диапазона температурных пределов выкипания нефти газовой хроматографией. 88 с.
  27. Нестабильные жидкие углеводороды. Методы определения компонентно-фракционного состава. М., 2003. — 48 с.
  28. Газовые и газоконденсатные месторождения: справочник / В. Г. Васильев, И. П. Жабрев, М. С. Львов и др. М.: Недра, 1975. — 527 с.
  29. Нормативно-методическая база по расчету и учету балансов при транспортировке конденсата и нефти по трубопроводным системам ОАО ГАЗПРОМ в Тюменской области: отчет о НИР / ТюменНИИГипроГаз, рук. Касперович А. Г. Тюмень, 42 001. -60 с.
  30. Ресурсы нефти и газа Западной Сибири / Нестеров И. И., Ровнин Л. И., Салманов Ф. К., Эрвье Ю. Г. // Геология нефти и газа, 1971. № 5. — С. 7 — 15.
  31. А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа: учеб. пособие для вузов. М.: Химия, 1999. — 568 с.
  32. .М. Анализ нефти и нефтепродуктов. М.: Гостоптехиздат, 1962. — 343 с.
  33. Т.П. Роль сжатых газов как растворителей. М.: Недра, 1981.- 165 с.
  34. Я.Д., Великовский В. С. Влияние строения углеводородов на поведение их в бинарных системах с метаном // Изучение газоконденсатных месторождений / под ред. А. С. Великовского, В. Н. Раабена.-М.: Гостоптехиздат, 1962. С. 163 — 184.
  35. Разработка технических решений по совершенствованию технологии промысловой подготовки и развитию схемы транспорта жидких углеводородов нижнемеловых и ачимовских залежей: отчет о НИР / ТюменНИИГипроГаз- рук. Касперович А. Г. -Тюмень, 2003. 112 с.
  36. Н.В. Терминология и основные положения технологии газоконденсатиых исследований. Ухта, 2003. — 175 с.
  37. ГОСТ 13 379–82. Нефть. Метод определения содержания углеводородов Ci-Cg.-Взамен ГОСТ 13 379–77- введ. 01−07−83. -М.: Изд-во стандартов, 1982. 11 с.
  38. Методика выполнения измерений массовой доли легких углеводородов Ci -С$ в дегазированном конденсате: МВИ 12 897 202.01.99. -М.: ВНИИГАЗ, 1999. 12 с.
  39. Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений: ВНТП-3 85. -М.: Недра, 1985. — 146 с.
  40. Нормы технологического проектирования объектов газодобывающего предприятия и станций подземного хранения газа: ВНТП 01 — 81. — Саратов: ВНИПИГАЗдобыча, 1981.-121 с.
  41. Общесоюзные нормы технологического проектирования газоперерабатывающих заводов: ОНТП-1 86/51−1-86. М.: Недра, 1986. — 116 с.
  42. ОСТ 51.40−93. Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые ио магистральным газопроводам. М.: ВНИИГАЗ, 1993 — 8 с.
  43. ТУ 0271−002−5 751 745−2003. Конденсат газовый нестабильный в смеси с попутной нефтью. Уренгойгазпром, 2003. — 10 с.
  44. ASTM Standard Method. Simulated Distillation D- 2887, part 24. 1978. — 777 p.
  45. Высокоэффективная газовая хроматография / пер. с англ.- под ред. К. Хайвера. -М. :Мир, 1993.-288 с.
  46. Исследование природных газоконденсатиых систем / Н. В. Долгушин, Ю. М. Корчажкин, В. Г. Подюк, Д. З. Сагитова. Ухта, 1997. — 179 с.
  47. Регламент составления проектных документов по разработке газовых и газоконденсатиых месторождений. М: ВНИИГАЗ, 1999. — 88 с.
  48. Подготовка нормативных и регламентирующих документов по разработке газовых и газоконденсатных месторождений: результаты НИР. Р.1.З.П.8. М., ВНИИГАЗ- рук. Фриман Ю. М., 2001. — 136 с.
  49. Лебенкова И. В, Лебенков Н. М. Опыт эксплуатации хроматографических комплексов НТФ «БАКС» на Ямбургском газоконденсатном месторождении // НТС.
  50. Сер.: Газификация, природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. М.: ИРЦ Газпром, 2003. — № 1. — С.27 — 37.
  51. Разработка нефтегазоконденсатных месторождений прикаспийской впадины / иод ред. В. Ф. Перепеличенко. М.: Недра, 1994. — 364 с.
  52. В.Ф. Компонентоотдача нефтегазоконденсатных залежей. М.: Недра, 1990. — 272 с.
  53. Подсчет запасов газа и конденсата по неокомским пластам Ямбургского месторождения Ямало-Ненецкого национального округа Тюменской области по состоянию на 01.07.1985. Главтюменгеология, 1985. — 173 с.
  54. Проект разработки нижнемеловых отложений Ямбургского месторождения. / ВНИИГАЗ, ТюменНИИГипроГаз. М., 1986. — 137 с.
  55. Коррективы и дополнения к коррективам проекта разработки нижнемеловых отложений Ямбургского месторождения / ТюменНИИГипроГаз. Тюмень, 1998.-122 с.
  56. Геологический отчет ООО «Ямбурггаздобыча». Новый Уренгой, 2004. — 220 с.
  57. Обоснование потенциального содержания конденсата в пластовом газе и коэффициентов извлечения при разработке газоконденсатных залежей Ямбургского месторождения: отчет о НИР / ТюменНИИГипроГаз. Тюмень, 1993. — 104 с.
  58. Г. Б. Подземная гидравлика. М.: Недра, 1961. — 356 с.
  59. A.A. Теория разностных схем. М.: Наука, 1977. — 114 с.
  60. A.A., Попов Ю. П. Разностные методы газовой динамики. М.: Недра, 1975.- 133 с.
  61. Оптимизация темпов разработки газовых месторождений с учетом ресурсосбережения / Тышляр И. С., Маргулов А. Р., Ставкин Г. П. и др. М.: Недра, 1994.-237 с.
  62. В.Н., Гацолаев A.C. Анализ перетоков газа между зонами отборов для месторождения Медвежье //Труды ученых и специалистов, посвященные 25-летию ДП Надымгазпром. М.: ИРЦ Газпром, 1996. -С. 7−9.
  63. Проблемы исследования скважин и разработки Ямбургского месторождения / Немировский И. С., Ермилов О. М., Березняков А. И. и др. М.: ВНИИЭгазиром, 1990. -40 с.
  64. Методические указания по созданию постоянно действующих', геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. (Ч. 2. Фильтрационные модели). -М.: ВНИИОЭНГ, 2003. — 228 с.
  65. Н.М., Балюк И. В. Некоторые вопросы эксплуатации нижнемеловых залежей Ямбургского газоконденсатного месторождения на истощение. -М.: ИРЦ
  66. Газпром // IITC. Сер.: Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром, 1999. — № 6. — С.34 — 41.
  67. С.Д., Сулейманов Р. Х., Балюк И. В., Зиазов Р. Н., Ерохин В. М., Воронин В. И. Конденсат, поступающий на УКПГ-1С Заполярного НГКМ // Газовая промышленность. 2003. — № 1. — С. бб — 68.
  68. И.В., Истомин В. А. Особенности подготовки газа на УКПГ-1С Заполярного месторождения // НТС. Сер.: Газификация, природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. М.: ИРЦ Газпром, 2003. — № 1. — 60 с.
  69. Проект разработки сеноманской залежи Заполярного месторождения: отчет по теме 201.71.06. / ВНИИГАЗ, рук. Островская Т. Д. М., 1983. — 148 с.
  70. Ю.С. Применение деэмульгаторов для подготовки нефти на промыслах. -М.: ВНИИОЭГН, 1987.-43 с.
  71. Исследования на газоконденсатность и вопросы гликолевой осушки газа на месторождении Медвежье / К. Г. Галеева., Л. М. Гухман, В. В. Шевцов., ЮЛ.Бобров.// Сер.: Переработка газа и газ. конденсата. М.: ВНИИЭГазпром, 1974. — № 4. — С. З — 11.
  72. Каталог физико-химических и структурно-хроматографических характеристик нефтей и конденсатов Западной Сибири. М.: ВНИИГАЗ, 1995. — 86 с.
  73. Гухман J1.M. Подготовка газа северных газовых месторождений к дальнему транспорту. JI.: Недра, 1980. 120 с.
  74. A.M. Присадки и добавки. Улучшение экологических характеристик нефтяных топлив. М.: Химия, 1996.-232 с.
  75. Коррективы по проекту разработки сеноманской залежи Заполярного месторождения. ТюменНИИГипроГаз, 2000. — 137 с.
  76. Исследования на газоконденсатность и вопросы гликолевой осушки газа на месторождении Медвежье. / К. Г. Галеева., JI.M. Гухман, В. В. Шевцов, Ю. Я. Бобров. ПТС. Сер.: Переработка газа и газ. конденсата. М.: ВНИИЭГазпром, 1974. — № 4. -С.З- 11.
  77. О.П., Лебенкова И. В., Истомин В. А. Подготовка газа на УКПГ-1С Заполярного месторождения // Газовая промышленность. 2004.- № 2. — С.44 — 46. *
  78. М.Ю., Ивановский Н. Н. К вопросу использования центрифуг для подготовки к транспорту эмульгированного газового конденсата//Газовая промышленность. 2003.- № 5. — 70 с.
  79. H.Higashiuchi and Yujiro Sakuragi. Measurement and correlation of liquid- liquid equilibria of binary and ternary systems containing methanol and hydrocarbons.(Japan) // -Fluid phase equilibria. 1987. — v.36. — pp. 35 — 47.
  80. Skrzecz A. Critical evaluation of solubility data in binary systems formed by methanol with n-hydrocarbons // Thermochimica Acta, -1991. v. 182. — p. l23 — 131.
  81. Brunner E. Fluid mixtures at high pressures // J.Chem.Thermodynamics.- 1985. v. 17. — pp. 985 — 994.
  82. Becker P.J. and Deiters U. K. Liquid- liquid phase equilibria in the methanol + 2, 2, 4 -trimethylpentane and methanol + methylcyclopentane systems at pressures from 5 to 120 MPa // J.Chem. Eng. 1990. — v. 35, pp. 449 — 453.
  83. Ott J.B., Holscher I. F., and Schneider G.M. (Liquid + liquid) phase equilibria in (methanol + hetane) and (methanol + octane) at pressures from 0.1 to 150 MPa // J.Chem. Thermodyn. 1986, — v. 18. — p. 815 — 826.
  84. Brunner E. Fluid mixtures at high pressures. Phase separation and critical phenomena of 10 binary mixtures of (a gas + methanol) // J.Chem. Thermodynamics. 1985. — v. 17. {-293 p.
  85. Э.С., Бобылева A.A. Исследование физико-химического состава углеводородного конденсата Ямбургского ГКМ и растворимости его в воде // Сер.: Фазовые равновесия в системах метанол вода — углеводороды.-М.: ВНИИЭгазпром, 1989.-69 с.
  86. В.Г. Некоторые особенности фазового поведения систем углеводород-вода при повышенных температурах и давлениях // Сер.: Фазовые равновесия в системах метанол вода — углеводороды — М.: ВНИИЭгазпром, 1976. — 13 с.
  87. Лотгер Ю. Г, Ашмян К. Д, Скрипка В. Г. Объемное поведение сосуществующих фаз системы н. декан-вода при температуре 275 °C // Сер.: Фазовые равновесия в системах метанол вода — углеводороды .- М.: ВНИИЭгазпром, 1976. — 9 с.
  88. Миргород Ю. А. Растворимость пропилбензола и гексана в воде в зависимости от температуры // Журнал физической химии. 2002. — т.76. — № 10. — С. 1776 — 1779.
  89. Tsonopoulos С. Thermodynamic analysis of the mutual solubilities of normal alcanes and water// J. Fluid phase equilibria. 1999. — v. 156. — p.p. 21−33.
  90. Noda K., Sato K., Nagatsuka K. and Ishida K. Ternary liquid- liquid equilibria for the systems of aqueous methanol solutions and propane or n-butane //J. Chem. Eng. Japan.- 1975. v.8. — № 6. -p.p. 492 — 493.
  91. A.M., Расулов A.M.,.Агаева С. М,.Лунина. Т. Н. Исследование! взаимной- растворимости в системе бензин метанол — вода // Сер.: Фазовые равновесия в системах метанол — вода — углеводороды — М.: ВНИИЭгазпром, 1973. — 9 с.
  92. Л.С., Лестева Т. М., Немцов М. С. Равновесия жидкость жидкость всистемах метанол вода — парафиновые углеводороды С7, С8 // Сер.: ФазовыеJравновесия в системах метанол вода — углеводороды. — М.: ВНИИЭгазпром, 1976. -13 с.
  93. В.Б., Дейзепрот И. В. и др. Растворимость в системах, состоящих из метанола, воды и нормальных парафиновых углеводородов // Прикладная химия. -1956. № 23.-С.1387- 1392.
  94. A.M., Расулов A.M., Лунина Т.Н и др. Исследование фазового равновесия в системе вода-метиловый спирт-газовый конденсат // Журнал физической химии -1976.-№ 3.-258 с.
  95. A.M. и др. Разработка новых технологических процессов промысловой обработки сложных газоконденсатных систем // Журнал физической химии 1973. -№ 1.-244 с.
  96. Разработка математических моделей фазового равновесия для совершенствования технологии подготовки газа, применительно к условиям газовых и газоконденсатных месторождений севера Тюменской области: отчет по НИР. М.: ВНТИЦентр, 1989.-41 с.
  97. В.Г., Ярым-Агаев Н.Л., Фоменко Е. Г. Эффект предрасслаивания в системе пропан метанол. Химия и применение неводных растворов, т.2: тез.докл. 2-ой Всес. конф. (Харьков, 3−5 октября, 1989 г.) — Харьков, 1990. — 181 с.
  98. H.A., Джавадов А. Д. Экспериментальное исследование взаимного растворения метанола и углеводородного конденсата // Сер.: Разработка и эксплуатация газовых месторождений.-М.: ВНИИЭгазпром, 1970. № 9. — С.10 — 15.
  99. В. А. и др. Борьба с гидратообразованием в промысловых продуктопроводах. М.: ИРЦ Газпром, 1990. 66 с. ?
  100. Капустин Ю. А, Попов И. Л, Сотник С. А. Растворимость водных растворов метанола в н-гексане, пропане и ШФЛУ // Сер.: Подготовка и переработка газа и. газового конденсата. М., ВНИИЭГАЗПРОМ, 1990. — 61 с.
  101. Влияние солей на взаимную растворимость системы газовый конденсат-метанол-вода/Кулиев A.M., Расулов А. М, Лунина Т. Н., Заманова Н.З.//Газовая промышленность. 1977. — № 9. — С. 60 — 64.
  102. Справочник по растворимости Dechema 1978. — v.5. — part 1. — pp.414,470.
  103. В.Б., Фридман В. М., Кафаров В. В. Справочник по растворимости, т.1, кн.2 бинарные системы. М.-Л., 1962, с. 4559 — 4560, с. 4571.
  104. Holscher J.F., Schneider G.M. and Ott J.B. Liquid liquid phase equilibria of binary mixtures of methanol with hexane, nonane and decane at pressures up to 150 mPa //J.Fluid phase equilibria.-1986. — v.27. — p.p. 153 — 169.
  105. С. Фазовые равновесия в химической технологии: в 2-х ч. 4.2 / Пер. с англ. М.: Мир, 1989.-360 с.
  106. С. Фазовые равновесия в химической технологии: в 2-х ч. 4.1/ Пер. с англ. -М. :Мир, 1989.-304 с.
  107. Н.В., Халиф A.JI. Осушка углеводородных газов. М.: Химия, 1984. -192 с.
  108. Инструкция по расчету оптимального расхода ингибиторов гидратообразования. М.: ВНИИГАЗ, 1987.-72 с.
  109. Holder G.D., Katz D.L., Hand J.N. Hydrate formation in subsurface envoronment // The* Amer. Association of Petroleum, Geologists Bulletin (AAPG Bull.). 1976. v.60. — № 6.-pp.381 -394.f
  110. Verma V.K., Hand J. N, Katz D.L., Holder G.D. Denudding hydrocarbon liquids of natural gas constituents by hydrate formation // J.Petrol. Technol. 1975. -v.27. -pp. 223 226.
  111. Ng H.J., Robinson D.B. The measurementt and prediction of hydrate formation in liquid hydrocarbon water system // Ind Eng.Chem. Fundam. — 1976. -v. 15. — № 4.- pp. 293 — 298.
  112. Э.Б. Метанол и его использование в газовой промышленности. М.: Недра, 1986.- 136 с.
  113. JT.M., Молий А. Я. Качественная характеристика газоконденсатной смеси Вуктыльского местрождения // Сер.: Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М.: ВНИИЭгазпром, 1979. Вып.4. — 10 с.
  114. A.M., Лунина Т. П. Фазовое состояние системы: углеводородный конденсат метанол — пластовая вода в условиях промысловой обработкигаза // Сер.: Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М.: ВНИИЭгазпром, 1987. — 38 с.
  115. Кригман J1.E., Дубинский В. М., Воробьева B.C. Растворимость метанола в нестабильном газовом конденсате Оренбургского месторождения // Сер.: Подготовка и переработка газа и газового конденсата. — М.: ВНИИЭгазпром, 1979. — 55 с.
  116. Взаимная растворимость конденсата и метанола в присутствии воды / Золотарев И. Л., Зыбинов И. И. и др. // Газовая промышленность. 1980. — № 6. — 102 с.
  117. Lam D. and Luks К. Multiphase equilibrium behavior of the mixture ethane + methanol + 1-decanol //J. chem. Eng. Data, 1991. v.36. — p.p. 307 — 311.
  118. C.K., Лестева T.M., Коган В. Б. Азеотропные смеси : справочник. -Л.: Химия, 1971.- 1406 с.
  119. Kontogeorgis G.M., Yakoumis I.V. Multicomponent phase equilibrium calculations for water methanol — alkane mixtures // J. Fluid phase equilibria. -1999. — v. 158 — 160. — p.p. 201−209.
  120. Nagata I., Nakajima J. Modification of the NRTL model for ternary and quaternary liquid liquid equilibria calculations // J. Fluid phase equilibria. — 1991. — v.70. — p.p. 275 -292.
  121. Voutsas E.C., Yakoumis I.V., Tassios D.P. Prediction of phase equilibria in water / alcohl/ alkane systems // J. Fluid phase equilibria. 1999. — v.158 — 160. — p.p. 151 — 163.
  122. Raal D., Code R. and Best D. Examination of ethanol n-heptane, methanol — n-hexane systems using vapor-liquid equilibrium still // J.chem. Eng.Canada. -1972. — v. 17. — № 2. -p.p. 211 -216.
  123. Р.И., Гриценко А. И., Тер-Саркисов P.M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. -М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. С. 673 — 685.
  124. Andreev О.Р., Arabsky А.К., Lebenkova I.V., Istomin V.A. «Gas Conditioning oni
  125. Zapolyarnoye Gas Field: Operating Problems at Initial Stage of Development». IGR, 2004, 15 november, Vankuver, p. 47 51.
  126. Е.Ф. Оценка точности основных геолого-промысловых параметров при t, подсчете запасов нефти и газа. М.: Недра, 1974. — 334 с.
Заполнить форму текущей работой

Заказал и сдал!