«ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ МОНИТОРИНГА И ПРОЕКТИРОВАНИЯ СИСТЕМ ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ ПРОДУКЦИИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ...»

Прогнозные расчеты выходов и составов продуктов промысловой подготовки могут выполняться либо с применением СТМ, либо на экспрессмодели (оба варианта описаны ранее в разделе 2.8). Расчет с применением комплексной модели – более быстр, расчет же с применением СТМ – более точен и детален, но требует дополнительных настроек моделей. Исходя из этих двух критериев – скорость и точность, в каждом отдельном случае выбирается способ расчета. С целью повышения точности, а также ввиду достаточно краткосрочного периода расчета в приводимом примере использовалась СТМ HYSYS. В результате расчетов были получены массивы полных КФС продуктов промысловой подготовки, а также основные свойства продуктов для всего прогнозного периода, увязанные с технологическими параметрами работы установок для каждого квартала трехлетнего расчетного периода.

подготовки на УКПГ Уренгойского НГКМ представлены в таблицах 3.12 – 3.13.

Расчетный период Компонентно-фракционные составы, % масс:

Азот 0,0045 0,0045 0,0045 0,0038 0,0038 0,0038 0,0038 0, Углекислота 0,0844 0,0843 0,0841 0,1090 0,1091 0,1094 0,1093 0, Метан 4,5223 4,5159 4,5057 5,2338 5,2403 5,2545 5,2515 5, Этан 4,6312 4,6240 4,6127 5,9827 5,9901 6,0064 6,0030 5, Пропан 11,5674 11,5487 11,5192 13,2628 13,2778 13,3107 13,3037 13, Изобутан 7,9825 7,9707 7,9521 8,1574 8,1653 8,1828 8,1791 8, Норм.бутан 11,7458 11,7307 11,7067 11,5424 11,5525 11,5746 11,5699 11, Изопентан 7,3623 7,3565 7,3474 6,8141 6,8183 6,8275 6,8255 6, Норм.пентан 6,7431 6,7391 6,7328 6,1905 6,1938 6,2010 6,1995 6, 45 - 60 1,0577 1,0575 1,0572 0,9676 0,9679 0,9687 0,9685 0, 60 - 70 7,2523 7,2532 7,2548 6,6559 6,6573 6,6604 6,6598 6, 70 - 80 2,3887 2,3896 2,3909 2,1996 2,1999 2,2004 2,2003 2, 80 - 90 2,8849 2,8865 2,8891 2,6669 2,6669 2,6671 2,6670 2, 90 - 100 4,9415 4,9452 4,9510 4,5839 4,5836 4,5831 4,5832 4, 100 - 110 5,3255 5,3303 5,3381 4,9561 4,9554 4,9538 4,9542 4, 110 - 120 3,6002 3,6042 3,6105 3,3625 3,3617 3,3601 3,3605 3, 120 - 130 1,9728 1,9753 1,9793 1,8491 1,8485 1,8472 1,8474 1, 130 - 140 1,9054 1,9082 1,9126 1,7925 1,7917 1,7898 1,7902 1, 140 - 150 1,3125 1,3146 1,3181 1,2400 1,2392 1,2375 1,2379 1, 150 - 160 1,4282 1,4309 1,4352 1,3555 1,3543 1,3518 1,3523 1, 160 - 170 1,1360 1,1384 1,1422 1,0831 1,0819 1,0793 1,0798 1, 170 - 180 0,8348 0,8368 0,8399 0,7998 0,7987 0,7962 0,7967 0, 180 - 190 0,5575 0,5590 0,5613 0,5368 0,5358 0,5336 0,5341 0, 190 - 200 0,6071 0,6088 0,6116 0,5873 0,5859 0,5830 0,5836 0, 200 - 210 0,3648 0,3660 0,3677 0,3545 0,3535 0,3514 0,3518 0, 210 - 220 0,4767 0,4783 0,4808 0,4652 0,4637 0,4603 0,4610 0, 220 - 230 0,2783 0,2793 0,2809 0,2726 0,2716 0,2693 0,2698 0, 230 - 240 0,4178 0,4194 0,4219 0,4106 0,4089 0,4050 0,4058 0, 240 - 250 0,2509 0,2519 0,2535 0,2473 0,2461 0,2435 0,2440 0, 250 - 260 0,3388 0,3402 0,3424 0,3346 0,3329 0,3291 0,3299 0, 260 - 270 0,2640 0,2651 0,2669 0,2612 0,2597 0,2566 0,2573 0, 270 - 280 0,2955 0,2968 0,2988 0,2927 0,2910 0,2873 0,2881 0, 280 - 290 0,2830 0,2843 0,2863 0,2806 0,2790 0,2753 0,2760 0, 290 - 300 0,2114 0,2124 0,2139 0,2098 0,2085 0,2056 0,2062 0, 300 - 310 0,2853 0,2866 0,2886 0,2832 0,2814 0,2775 0,2783 0, 310 - 320 0,2751 0,2763 0,2783 0,2732 0,2714 0,2676 0,2684 0, 320 - 330 0,2120 0,2130 0,2145 0,2106 0,2092 0,2062 0,2069 0, 330 - 340 0,2816 0,2829 0,2850 0,2797 0,2779 0,2739 0,2747 0, 340 - 350 0,2775 0,2788 0,2808 0,2757 0,2739 0,2699 0,2708 0, 350 - 360 0,2743 0,2756 0,2776 0,2725 0,2707 0,2668 0,2676 0, 360 - 370 0,2224 0,2235 0,2251 0,2210 0,2195 0,2163 0,2170 0, 370 - 380 0,2673 0,2685 0,2705 0,2656 0,2638 0,2600 0,2608 0, 380 - 390 0,2588 0,2600 0,2619 0,2571 0,2554 0,2517 0,2525 0, 390 - 400 0,2489 0,2500 0,2519 0,2473 0,2456 0,2420 0,2428 0, 400 - 410 0,2416 0,2427 0,2445 0,2400 0,2385 0,2350 0,2357 0, 410 - 420 0,2334 0,2345 0,2362 0,2319 0,2303 0,2270 0,2277 0, 420 - 430 0,2254 0,2264 0,2281 0,2239 0,2225 0,2192 0,2199 0, 430 - 440 0,2171 0,2181 0,2197 0,2157 0,2143 0,2111 0,2118 0, 440 - 450 0,2094 0,2104 0,2119 0,2080 0,2067 0,2036 0,2043 0, 450 - КК 1,2404 1,2461 1,2553 1,2324 1,2243 1,2063 1,2101 1, Продолжение таблицы 3. Расчетный период Компонентно-фракционные составы, % масс:

Азот 0,0038 0,0038 0,0038 0,0038 0,0038 0,0038 0,0038 0, Углекислота 0,1094 0,1095 0,1097 0,1101 0,1101 0,1099 0,1099 0, Метан 5,2551 5,2607 5,2712 5,2892 5,2891 5,2809 5,2811 5, Этан 6,0070 6,0135 6,0256 6,0461 6,0460 6,0366 6,0369 6, Пропан 13,3120 13,3250 13,3494 13,3909 13,3908 13,3718 13,3723 13, Изобутан 8,1835 8,1904 8,2034 8,2254 8,2253 8,2153 8,2155 8, Норм.бутан 11,5755 11,5842 11,6007 11,6285 11,6285 11,6157 11,6160 11, Изопентан 6,8278 6,8315 6,8383 6,8499 6,8499 6,8446 6,8447 6, Норм.пентан 6,2013 6,2041 6,2095 6,2186 6,2185 6,2144 6,2145 6, 45 - 60 0,9687 0,9690 0,9695 0,9704 0,9704 0,9700 0,9700 0, 60 - 70 6,6605 6,6618 6,6641 6,6680 6,6680 6,6662 6,6663 6, 70 - 80 2,2004 2,2006 2,2010 2,2017 2,2017 2,2014 2,2014 2, 80 - 90 2,6671 2,6671 2,6672 2,6674 2,6674 2,6673 2,6673 2, 90 - 100 4,5831 4,5829 4,5825 4,5818 4,5818 4,5821 4,5821 4, 100 - 110 4,9538 4,9532 4,9520 4,9501 4,9501 4,9510 4,9510 4, 110 - 120 3,3600 3,3594 3,3582 3,3562 3,3562 3,3571 3,3571 3, 120 - 130 1,8471 1,8466 1,8456 1,8440 1,8440 1,8448 1,8447 1, 130 - 140 1,7897 1,7890 1,7876 1,7853 1,7853 1,7863 1,7863 1, 140 - 150 1,2375 1,2368 1,2355 1,2334 1,2334 1,2344 1,2343 1, 150 - 160 1,3517 1,3507 1,3488 1,3457 1,3457 1,3471 1,3471 1, 160 - 170 1,0792 1,0781 1,0761 1,0727 1,0727 1,0743 1,0743 1, 170 - 180 0,7961 0,7951 0,7932 0,7900 0,7900 0,7915 0,7915 0, 180 - 190 0,5335 0,5327 0,5311 0,5283 0,5283 0,5296 0,5295 0, 190 - 200 0,5829 0,5817 0,5795 0,5758 0,5758 0,5775 0,5775 0, 200 - 210 0,3513 0,3504 0,3488 0,3461 0,3461 0,3474 0,3473 0, 210 - 220 0,4602 0,4589 0,4563 0,4521 0,4521 0,4541 0,4540 0, 220 - 230 0,2692 0,2683 0,2666 0,2637 0,2637 0,2650 0,2650 0, 230 - 240 0,4048 0,4033 0,4004 0,3955 0,3955 0,3977 0,3977 0, 240 - 250 0,2434 0,2424 0,2404 0,2372 0,2372 0,2387 0,2386 0, 250 - 260 0,3289 0,3274 0,3246 0,3198 0,3198 0,3220 0,3220 0, 260 - 270 0,2565 0,2552 0,2529 0,2489 0,2489 0,2507 0,2507 0, 270 - 280 0,2872 0,2857 0,2829 0,2783 0,2783 0,2804 0,2804 0, 280 - 290 0,2751 0,2737 0,2709 0,2663 0,2663 0,2684 0,2684 0, 290 - 300 0,2055 0,2044 0,2023 0,1987 0,1987 0,2004 0,2003 0, 300 - 310 0,2774 0,2758 0,2729 0,2680 0,2680 0,2702 0,2702 0, 310 - 320 0,2674 0,2659 0,2631 0,2582 0,2582 0,2605 0,2604 0, 320 - 330 0,2061 0,2049 0,2027 0,1989 0,1989 0,2007 0,2006 0, 330 - 340 0,2737 0,2722 0,2692 0,2641 0,2641 0,2664 0,2664 0, 340 - 350 0,2698 0,2682 0,2652 0,2602 0,2602 0,2625 0,2625 0, 350 - 360 0,2666 0,2651 0,2621 0,2572 0,2572 0,2595 0,2594 0, 360 - 370 0,2162 0,2149 0,2126 0,2085 0,2085 0,2104 0,2103 0, 370 - 380 0,2598 0,2583 0,2554 0,2506 0,2506 0,2528 0,2528 0, 380 - 390 0,2516 0,2501 0,2473 0,2426 0,2426 0,2448 0,2447 0, 390 - 400 0,2419 0,2405 0,2378 0,2332 0,2333 0,2353 0,2353 0, 400 - 410 0,2348 0,2334 0,2308 0,2264 0,2264 0,2285 0,2284 0, 410 - 420 0,2268 0,2255 0,2230 0,2187 0,2187 0,2207 0,2206 0, 420 - 430 0,2191 0,2178 0,2154 0,2112 0,2112 0,2131 0,2131 0, 430 - 440 0,2110 0,2098 0,2074 0,2035 0,2035 0,2053 0,2052 0, 440 - 450 0,2035 0,2023 0,2001 0,1962 0,1962 0,1980 0,1980 0, 450 - КК 1,2056 1,1985 1,1851 1,1625 1,1626 1,1729 1,1727 1, Таблица 3.13 – Прогнозные компонентно-фракционные составы Расчетный период Компонентно-фракционные составы, % масс:

Азот 0,6089 0,6089 0,6090 0,6154 0,6154 0,6154 0,6154 0, Углекислота 0,4018 0,4018 0,4018 0,4010 0,4010 0,4010 0,4010 0, Метан 81,8324 81,8327 81,8332 82,5243 82,5246 82,5253 82,5251 82, Этан 8,9459 8,9454 8,9447 8,7612 8,7612 8,7612 8,7612 8, Пропан 5,3024 5,3022 5,3020 4,9410 4,9408 4,9404 4,9405 4, Изобутан 1,2942 1,2943 1,2943 1,1857 1,1856 1,1855 1,1855 1, Норм.бутан 1,2102 1,2104 1,2106 1,1191 1,1190 1,1188 1,1188 1, Изопентан 0,2326 0,2327 0,2327 0,2394 0,2394 0,2394 0,2394 0, Норм.пентан 0,1319 0,1320 0,1320 0,1455 0,1455 0,1455 0,1455 0, 45 - 60 0,0079 0,0079 0,0079 0,0104 0,0104 0,0104 0,0104 0, 60 - 70 0,0233 0,0233 0,0233 0,0366 0,0366 0,0367 0,0367 0, 70 - 80 0,0039 0,0039 0,0039 0,0072 0,0072 0,0072 0,0072 0, 80 - 90 0,0021 0,0021 0,0021 0,0047 0,0047 0,0047 0,0047 0, 90 - 100 0,0016 0,0016 0,0016 0,0045 0,0045 0,0045 0,0045 0, 100 - 110 0,0007 0,0007 0,0007 0,0027 0,0027 0,0027 0,0027 0, 110 - 120 0,0002 0,0002 0,0002 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 0, 120 - 130 0,0000 0,0000 0,0000 0,0003 0,0003 0,0003 0,0003 0, 130 - 140 0,0000 0,0000 0,0000 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0, 140 - КК 0,0000 0,0000 0,0000 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0, Продолжение таблицы 3. Расчетный период Компонентно-фракционные составы, % масс:

Азот 0,6154 0,6154 0,6154 0,6155 0,6155 0,6154 0,6154 0, Углекислота 0,4010 0,4010 0,4010 0,4010 0,4010 0,4010 0,4010 0, Метан 82,5253 82,5256 82,5261 82,5270 82,5270 82,5266 82,5266 82, Этан 8,7612 8,7612 8,7612 8,7612 8,7612 8,7612 8,7612 8, Пропан 4,9404 4,9403 4,9400 4,9396 4,9396 4,9398 4,9398 4, Изобутан 1,1855 1,1854 1,1853 1,1852 1,1852 1,1852 1,1852 1, Норм.бутан 1,1188 1,1187 1,1185 1,1183 1,1183 1,1184 1,1184 1, Изопентан 0,2394 0,2394 0,2393 0,2393 0,2393 0,2393 0,2393 0, Норм.пентан 0,1455 0,1454 0,1454 0,1454 0,1454 0,1454 0,1454 0, 45 - 60 0,0104 0,0104 0,0104 0,0104 0,0104 0,0104 0,0104 0, 60 - 70 0,0367 0,0367 0,0367 0,0367 0,0367 0,0367 0,0367 0, 70 - 80 0,0072 0,0072 0,0072 0,0072 0,0072 0,0072 0,0072 0, 80 - 90 0,0047 0,0047 0,0047 0,0047 0,0047 0,0047 0,0047 0, 90 - 100 0,0045 0,0045 0,0045 0,0045 0,0045 0,0045 0,0045 0, 100 - 110 0,0027 0,0027 0,0027 0,0027 0,0027 0,0027 0,0027 0, 110 - 120 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 0, 120 - 130 0,0003 0,0003 0,0003 0,0003 0,0003 0,0003 0,0003 0, 130 - 140 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0, 140 - КК 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0, Для более подробного анализа разработки месторождения, кроме расчета выходов и составов продуктов промысловой подготовки в целом по УКПГ, представляет интерес определение составов и объемов продуктов промысловой подготовки, вырабатываемых из продукции каждого объекта разработки в отдельности. Такая задача реализуема с применением КМ. Рассмотрим ее решение на примере одного из УКПГ Уренгойского месторождения.

Методика и пример получения исходных данных для последующего расчета представлены в разделе 3.2.1.

Для вычисления доли компонентов, переходящей в состав продукции промысловой подготовки из каждого объекта разработки, был разработан и реализован следующий расчетный метод. В комплексной модели расчет доли выполняется с применением специально созданных расчетных функций, реализованных в Microsoft Excel.

Метод расчета заключается в определении массы компонента в продуктовом потоке, пропорционально соотношению между массами этого компонента в сырьевом потоке.

Масса указанного компонента в продукте, полученная из сырья выбранного поставщика (объекта разработки) вычисляется по формуле (3.1):

где – масса i-того компонента в продукте, полученном из сырья N-го объекта разработки; - масса i-того компонента в продукте; – масса iтого компонента в сырье N-го объекта разработки; NN – общее количество объектов разработки.

Суммарная масса компонентов в продукте, полученная из сырья выбранного объекта разработки вычисляется сложением масс, вычисленных по формуле (3.2). Итоговая формула выглядит следующим образом:

где – суммарная продукта, полученная из сырья выбранного объекта разработки; – общее количество компонентов.

Результаты расчетов по описанному выше методу представлены в таблице 3.14 и на рисунках 3.5 – 3.7.

Таблица 3.14 – Расчетный вклад индивидуальных объектов разработки в Расчетный период Добываемый флюид, в том числе, % масс:

Товарный газ, в том числе, % масс:

Нестабильный конденсат, в том числе, % масс:

Продолжение таблицы 3. Расчетный период Добываемый флюид, в том числе, % масс:

Товарный газ, в том числе, % масс:

Нестабильный конденсат, в том числе, % масс:

объемы товарного газа с УКПГ Уренгойского НГКМ Рисунок 3.6 - Расчетный вклад индивидуальных объектов разработки в Содержание, % масс разработки I, а также заметный рост вклада III объекта разработки в формирование сырья и продуктов УКПГ на протяжении периода планирования.

на объекты разработки в 2013 г. были выполнены для промыслов УКПГ-1АВ, УКПГ-2В, УКПГ-5В и УКПГ-8В Уренгойского месторождения в работе [84].

Описанный в разделах 3.1 и 3.2 подход нашел применение в ежегодных работах по мониторингу сырьевой базы ООО «Газпром переработка» [83]. Результатами работы являются составы нестабильных конденсатов с газоконденсатных промыслов Западно-Сибирского добывающего комплекса ОАО «Газпром», являющиеся сырьем централизованных установок по подготовке конденсата к транспорту. Расчеты выполнялись на основе экспериментальных составов жидкой углеводородной продукции промысловых установок подготовки УВС, а также усредненных режимных параметров их работы и фактических объемов добычи УВС по отдельным промыслам.

3.3 Применение комплексной модели для расчетного определения объемов и составов продукции централизованных установок подготовки, входящих в состав комплекса подготовки углеводородного сырья ОАО «Газпром» в Тюменской области Ввиду того, что завершающие процессы промысловой подготовки добываемого углеводородного сырья осуществляются централизованно, на установки деэтанизации и стабилизации поступают смеси конденсатов с ряда месторождений. Поэтому при анализе и планировании разработки отдельных месторождений на базе мониторинга и моделирования собственных промыслов нет возможности составить полный баланс промысловой подготовки добываемого сырья, включая выходы, составы и качество продуктов деэтанизации и стабилизации конденсатов.

Однако такая задача решается с помощью разработанной комплексной модели. Вначале, исходя из объемов и составов поступающего на централизованную установку сырья, с помощью КМ рассчитывается подробный материально-компонентый баланс (МКБ), выходы, КФС и свойства продуктов подготовки. После этого для определения степени участия различных месторождений (поставщиков) в формировании объемов продукции проводятся соответствующие вычисления на базе использования подхода, описанного в разделе 3.2.2. В результате расчета осуществляется выделение из общего баланса деэтанизации и стабилизации смеси конденсатов балансов деэтанизации и стабилизации конденсатов каждого конкретного месторождения - доли конденсата индивидуального промысла в сырье и продуктах централизованных установок.

Пример, показывающий различие объема информации о выходах продуктов промысловой подготовки, полученный в результате традиционного подхода с дополнительным расчетом централизованных установок подготовки конденсата с помощью КМ представлен на рисунке 3.8 (а – традиционный подход к расчетам балансов в пределах промысла, б – дополнительные расчеты централизованных установок с применением комплексной модели). Очевидно, что применение КМ позволяет значительно расширить представление об использовании добытого на месторождениях сырья и использовать эту информацию с целью более детального анализа разработки, а также при планировании в качестве обосновании выходов продуктов централизованных установок подготовки конденсата.

пластовый флюид, % масс.

Выход продукта на нередко и при планировании, требуется определение выходов продукции промысловой подготовки на прогнозируемый период не только в пределах месторождения, но и с учетом деэтанизации и стабилизации выделенного из добываемого сырья нестабильного конденсата. Для этого обычно используется упрощенный подход – по результатам гидродинамического моделирования коэффициентами (полученными либо по актуальным данным работы промысла либо по промысловым исследованиям) для расчета входов НК, ДК и СК. В этом случае коэффициенты выходов привязаны к неизменному составу сырья и какому-то одному режиму работы промысловой и централизованных установок подготовки и, как правило, остаются постоянными для всего периода разработки. Фактически же составы поступающего сырья и технология его подготовки, меняются в течение разработки месторождения (по мере снижения пластового давления снижается давление в низкотемпературном сепараторе, затем требуется ввод ДКС – при этом давление в низкотемпературном сепараторе повышается до давления максимальной конденсации). Это не учитывается при расчетах с применением коэффициентов выходов – при таком подходе выходы продуктов централизованной установки подготовки конденсата фактически соответствуют лишь одному из поступающих за прогнозируемый период составов сырья, и необоснованно распространяются на все остальные составы. Более того, без расчетов централизованных установок с помощью КМ по вышеизложенной (в начале данного раздела) процедуре, невозможно получить коэффициенты выходов ДК и СК, соответствующие реально действующей технологии (т.е. с учетом состава конденсата данного месторождения, долей его компонентов в общем составе сырьевой смеси и общего материально-компонентного баланса процессов деэтанизации и стабилизации конденсата). Поэтому используемые при таком подходе коэффициенты выходов ДК и СК являются условными, поскольку определяются или по фактическим балансам деэтанизации и стабилизации (соответствующим составу общей сырьевой смеси со всех месторождений, а не составу конденсата данного месторождения), или в результате расчета идеализированного процесса деэтанизации и стабилизации выделенного на месторождении конденсата без учета реально действующей в регионе технологии.

Выполнение прогнозных расчетов балансов промысловой подготовки на месторождении и централизованных установках с помощью Комплексной модели по изложенному в разделе 3.2.2. методу выделения балансов каждого конкретного месторождения позволяет значительно уточнить получаемые результаты и привести их в соответствие с реальными объемами и составами добываемого на месторождениях сырья и действующей в регионе технологией централизованной деэтанизации и стабилизации конденсата. В качестве примера использования КМ для прогнозных расчетов показателей при проектировании и планировании разработки месторождений по данному способу выполнены балансовые расчеты централизованных установок деэтанизации и стабилизации конденсата с трех месторождений.

Сравнение расчетных выходов продуктов промысловой подготовки, полученных при расчете комплексной модели с применением описанного выше метода с расчетами по фиксированным «коэффициентам выхода» представлено на рисунке 3.9. На рисунке представлены расчеты для трех газоконденсатных промыслов. Сырьем первых двух ГКП (УКПГ-1В Ямбургского ГКМ и УКПГВ Заполярного ГКНМ) является продукция газоконденсатных скважин валанжинских залежей, на третий (УКПГ-31 Уренгойского ГКНМ) подается сырье газоконденсатных скважин ачимовских отложений. Потенциальное содержание углеводородов С5+ в сырье ГКП 1, ГКП 2, ГКП 3 растет от первого к третьему. Из рисунка видно, что наибольшие отклонения по выходам продукции наблюдаются для ГКП 3 – с наиболее «тяжелым» составом сырья.

Кроме индивидуальных балансов каждого промысла в общих балансах централизованных установок могут быть рассчитаны также и балансы для каждого объекта разработки месторождений – на основе прогнозных данных о потенциальном содержании углеводородов С5+ в добываемом из каждого объекта флюиде, объемов добычи газа по объектам и моделей УКПГ (метод расчета описан в разделе 3.2.2).  пластовый флюид, % масс.

пластовый флюид, % Выход продукта на пластовый флюид, % Выход продукта на пластовый флюид, % Выход продукта на Расчетные доли участия всех объектов разработки в формировании продукции установки централизованной подготовки конденсата УКПГ Уренгойского НГКМ, состав и объем сырья которой определен в разделе 3.2.2, представлены в таблице 3.15.

3.4 Применение комплексной модели для синхронизации развития мощностей по подготовке конденсата с развитием объектов добычи углеводородного сырья Рассмотрим пример выработки решений по синхронизации мощностей по централизованной подготовке добываемого УВС с развитием мощностей добычи и промысловой подготовки. Пример основывается на условном сценарии развития комплекса по подготовке УВС ГКМ Тюменской области (рисунок 2.1). Различные варианты развития комплекса рассматривались в нижеследующем примере – условны и показаны с целью наглядной демонстрации работоспособности предлагаемого подхода. На рисунке 3. показаны объемы добычи нестабильного конденсата на планируемый период с шести промыслов, подготавливающих продукцию валанжинских залежей – объемы добычи и составы НК рассчитываются с применением изложенных в третьей главе подходов.

Кроме продукции валанжинских залежей, в качестве сырья, в комплексе по подготовке УВС используется продукция ачимовских отложений, добываемая с пяти объектов (условно обозначенных как «площади 1-5»).

использованием описанных в главе 3 подходов. Далее рассчитываются объемы и составы сырья Уренгойской УДК (рисунок 3.13), с учетом ограничений по общей загрузке Уренгойской установки деэтанизации конденсата, а также ограничений по приему тяжелого сырья (рисунок 3.10).

Таблица 3.15 - Расчетный вклад индивидуальных объектов разработки в Расчетный период Доля объекта разработки в газе деэтанизации, % масс.:

Доля объекта разработки в стабильном конденсате, % масс.:

Доля объекта разработки в ШФЛУ, % масс.:

Продолжение таблицы 3. Расчетный период Доля объекта разработки в газе деэтанизации, % масс.:

Доля объекта разработки в стабильном конденсате, % масс.:

Доля объекта разработки в ШФЛУ, % масс.:

Расход, тыс.т.

Расход, тыс.т.

Расход, тыс.т.

Красными линиями на рисунке 3.13 показаны ограничения по приему сырья и сроки ввода мощностей. Так, на основе расчетного варианта можно сделать вывод о том, что, начиная с 4 года текущей производительности УДК – т/год –недостаточно для приема тяжелого сырья. А исходя из объемов загрузки на последующие годы, можно рекомендовать увеличение производительности УДК с 4 года до 8000 т/год. Излишки ачимовского конденсата (рисунок 3.14) отправляются на вход отдельной ачимовской установки стабилизации конденсата. Определение сроков ввода этой установки, а также срок ввода новых мощностей по подготовке тяжелого сырья, вычисленные с применением КМ, показаны на рисунке 3.14 красными линиями. Из расчетных объемов загрузки сырьем, можно рекомендовать вариант ввода ачимовской УСК на год, с производительностью по сырью 6000 т/год, а с 7 года потребуется увеличение производительности установки до 13000 т/год. Расчет объемов продукции подготовки Уренгойской УДК (рисунок 3.15) и ее составов, а также объемов и составов продукции ачимовской УСК (рисунок 3.16) также выполняется с применением комплексной модели на основе принципов, изложенных в главе 2. Деэтанизированный конденсат с УДК Уренгоя и ачимовской УСК является сырьем Сургутской УСК. Сложением объемов ДК с обеих УДК с учетом составов определяются объемы и составы сырья Сургутской УСК (рисунок 3.17). На рисунке 3.17 красными линиями показаны расчетные сроки ввода новых мощностей. Из графика следует, что до III квартала 4 года текущей производительности установки по сырью – будет достаточно, а с IV квартала 4 года потребуется повышение производительности до 22000 т/год.

полученных в процессе выработки решений по синхронизации мощностей по подготовке с развитием объектов добычи представлена на рисунке 3.18.

Расход, тыс.т.

Рисунок 3.14 – Прогнозные объемы излишков ачимовского конденсата, Расход, тыс.т.

Расход, тыс.т.

Расход, тыс.т.

Таким образом, для определения сроков ввода новых мощностей по подготовке конденсата в сложных централизованных схемах подготовки, примером которой является Западно-Сибирский комплекс ОАО «Газпром», необходимо долгосрочное планирование объемов и составов сырья входящих в комплекс месторождений. Решение этой задачи возможно лишь с применением комплексной модели, включающей объекты, начиная от моделей составов пластовых флюидов и заканчивая моделями установок централизованной подготовки конденсата. Описанный подход применялся в работе по разработке единой технологической схемы разработки залежей углеводородов ачимовской толщи Уренгойского региона [85].

1) На основе научно-обоснованного метода расчетно-технологического мониторинга показано увеличение объема информации, используемого при анализе разработки нефтегазоконденсатных месторождений, в том числе за индивидуальных объектов разработки, формирующих состав сырья УКПГ.

2) Показана возможность применения комплексной модели для прогноза выходов и составов продуктов промысловых установок подготовки добываемого сырья с определением долевого вклада индивидуальных объектов разработки в формирование объемов и составов товарного газа и конденсата.

3) Показана возможность применения комплексной модели добычи и подготовки углеводородного сырья для определения балансов и составов продуктов централизованных установок подготовки конденсата (входящих в состав комплексов по добыче и подготовке УВС) с выделением балансов и составов продуктов подготовки конденсатов индивидуальных промыслов и объектов разработки месторождений.

4) Получаемая с применением КМ информация значительно расширяет возможности и создает условия для более детального анализа разработки нефтегазоконденсатных месторождений.

5) На примере комплекса по подготовке УВС ОАО «Газпром» в Тюменской области показан пример выработки решений по синхронизации мощностей подготовки с развитием объектов добычи углеводородного сырья с применением разработанной комплексной модели и ее отдельных элементов.

6) Разработанная КМ неоднократно использовалась на практике в решении производственных задач, и является одним из важнейших инструментов выполнения НИР в Лаборатории добычи и переработки УВС ООО «ТюменНИИгипрогаз».

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

проектировании инструментов моделирования промысловой подготовки углеводородного сырья нефтегазоконденсатных месторождений Западной Сибири установлено, что планирование добычи ведется без учета всей схемы промысловой подготовки углеводородного сырья. Это может приводить к недостаточной или избыточной загрузке централизованных установок подготовки конденсата по сырью. Выявлено, что современные методы моделирования промысловой подготовки углеводородного сырья плохо приспособлены для многопериодных расчетов сложных схем, включающих комплексы сооружений по промысловой подготовке углеводородного сырья и централизованные установки подготовки конденсата.

2. Обоснованы основные принципы и разработаны эффективные средства комплексного моделирования промысловой подготовки углеводородного сырья для решения задач проектирования и анализа разработки нефтегазоконденсатных месторождений, синхронизированного развития мощностей по добыче и промысловой подготовке.

углеводородного сырья на основе функций отбора компонентов.

4. На основе новых методов разработана комплексная модель промысловой подготовки углеводородного сырья нефтегазоконденсатных месторождений, позволяющая учитывать потоки со всех месторождений, включенных в систему, ограничения по загрузке централизованных установок подготовки, технологические параметры работы оборудования. Комплексная модель внедрена в ООО «ТюменНИИгипрогаз» и ООО «Газпром переработка».

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Николаевский В.Н. Механика насыщенных пористых сред / В.Н.

Николаевский, К.С. Басниев, А.Т. Горбунов А.Т., Г.А. Зотов. – М.: «Недра», 1970. – 339 с.

2. Желтов Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта / Ю.П. Желтов. – М.: «Недра», 1975. – 216 с.

3. Щелкачев В.Н. Подземная гидравлика / В.Н. Щелкачев, Б.Б. Лапук.

– Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2001. – 736 с.

4. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика / И.А. Чарный. – М.:

«ГОСТОПТЕХИЗДАТ», 1963. – 397 с.

5. Басниев К.С. Нефтегазовая гидромеханика: учебное пособие для ВУЗов / К.С. Басниев, Н.М. Дмитриев, Г.Д. Розенберг. – М: Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. – 544 с.

6. Швидлер М.И. Статистическая гидродинамика пористых сред / М.И. Швидлер – М.: «Недра», 1985. – 288 с.

7. Коротаев Ю.П. Фильтрация газов в трещиноватых коллекторах / Ю.П. Коротаев, Л.Г. Геров, С.Н. Закиров, Г.А. Щербаков. – М.: «Недра», 1979.

– 223 с.

8. Гимаутдинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта / Ш.К.

Гимаутдинов. – М.: «Недра», 1971. – 312 с.

9. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов / Ф.И.

Котяхов. – М.: «Недра», 1977. – 287 с.

10. Ермилов О.М. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа / О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, А.И. Ширковский, Л.С. Чугунов. – М.: Наука, 1996. – 541 с.

11. Закиров С.Н. Проектирование и разработка газовых месторождений / С.Н. Закиров, Б.Б. Лапук – М.: «Недра», 1974. – 376 с.

газоконденсатных месторождений. Учебник для ВУЗов / А.И. Ширковский – М.: Недра, 1979. – 303 с.

13. Вяхирев Р.И. Теория и опыт разработки месторождений природных газов / Р.И. Вяхирев, Ю.П. Коротаев – М.: «Недра», 1999. – 416 с.

14. Тер-Саркисов Р.М. Моделирование разработки месторождений природных газов с воздействием на пласт / Р.М. Тер-Саркисов, Н.А. Гужов, А.А. Захаров, Ю.В. Илатовский, В.А. Николаев – М.: ООО «НедраБизнесцентр», 2004. – 590 с.

15. Вяхирев Р.И. Разработка и эксплуатация газовых месторождений / Р.И. Вяхирев, А.И. Гриценко, Р.М. Тер-Саркисов – М.: ООО «НедраБизнесцентр», 2002. – 880 с.

16. Маргулов Р.Д. Разработка месторождений со сложным составом газа / Р.Д. Маргулов, Р.И. Вяхирев, И.А. Леонтьев и др. – М.: Недра, 1988. – 17. Бердин Т.Г. Проектирование разработки системами горизонтальных скважин / Т.Г. Бердин – М.: Недра-Бизнесцентр, 2001. – 196 с.

18. Азиз Х. Математическое моделирование пластовых систем / Х.

Азиз, Э. Сеттари – Москва-Ижевск, 2004. – 416 с.

технологических документов на разработку нефтяных и газовых месторождений. – М.: 1996.

20. Желтов Ю.В. Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений / Ю.В. Желтов, В.Н. Мартос, А.Х. Мирзаджанзаде, Г.С.

Степанова – М.: «Недра», 1979. – 254 с.

месторождений: справочное пособие / Б.П. Гвоздев, А.И. Гриценко, А.Е.

Корнилов – М.: Недра, 1988. – 575 с.

22. Гриценко А.И. 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.

проектирования, анализа и управления разработкой нефтяных месторождений на основе комплекса информационных технологий: дис. … д-ра. техн. наук:

25.00.17 / Насыбуллин Арслан Валерьевич. – Бугульма, 2011. – 326 с.

24. Латифуллин Ф.М. Развитие методов анализа разработки крупных многопластовых нефтяных месторождений с длительной историей на основе системы автоматизированного проектирования: Дис. … канд. техн. наук:

25.00.17 / Латифуллин Фарит Миннеахметович. – Бугульма, 2004. – 111 с.

25. Лебенкова И.В. Исследования составов и свойств углеводородных совершенствования технологии промысловой подготовки: Дис. … канд. техн.

наук: 25.00.17 / Лебенкова Ирина Викторовна. – Москва, 2005. – 171 с.

26. Долгушин Н.В. Исследование природных газоконденсатных систем / Н.В. Долгушин, Ю.М. Корчажкин, В.Г. Подюк, Д.З. Сагитова. –Ухта.:

СЕВЕРНИПИГАЗ, 1997. – 178 с.

месторождений нефти и газа: Дис. … канд. техн. наук: 25.00.17 / Нугаева Альфия Нафкатовна. – Москва, 2007. – 135 с.

28. Coats K.H. Application of a regression-based EQS PVT program to laboratory data / K.H. Coats, G.T. Smart // SPE Reservoir Eng. – 1986. – V.1. - № 3.

– P.277-299.

29. Wu R.S. Pseudocomponent Characterization for Hydrocarbon Miscible Displacement / R.S. Wu, J.P. Batycky // SPE Reservoir Engineering. – 1988. – August. – P. 875-833.

30. Гуревич Г.Р. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей / Г.Р. Гуревич, А.И. Брусиловский – М.:

Недра, 1984. – 264 с.

31. Непомнящий Л.Я. Разбивка группы С5+ на фракции при использовании уравнения состояния для расчета фазового поведения пластовых смесей / Л.Я. Непомнящий. // Разработка газовых месторождений с аномально высоким пластовым давлением. – М.: 1985. – С.58-65.

32. Касперович А.Г. Балансовые расчеты при проектировании и планировании переработки углеводородного сырья газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений / А.Г. Касперович, Р.З. Магарил – М.:

КДУ, 2008. – 412 с.

33. СТО Газпром 5.5-2007 Конденсат газовый нестабильный. Методика определения компонентно-фракционного и группового углеводородного состава. –Москва, ООО «ВНИИГАЗ», 2007.

углеводороды. Методы определения компонентно-фракционного состава. – Тюмень, ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2009.

характеристики нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности: Дис. … д-ра. техн.

наук: 25.00.17 / Долгушин Николай Васильевич. – Ухта, 2007. – 400 с.

месторождения в условиях снижения пластового давления ниже давления начала конденсации / С.А. Заночуев, Д.Р. Крайн // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". 2011. №3. – С. 272-282.

37. Мирзаджанзаде А.Х. Основы технологии добычи газа / А.Х.

Мирзаджанзаде, О.Л. Кузнецов, К.С. Басниев, З.С. Алиев – М: ОАО «Издательство «Недра», 2003. – 880 с.

газоотдачи продуктивных пластов / Н.Г. Степанов, Н.И. Дубина – М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. – 204 с.

39. Хейн А.Л. Общие категории мышления, используемые при построении теории проектирования рабочих пластовых фильтрационных систем, и автоматизации проектирования / А.Л. Хейн // Системный подход при проектировании разработки месторождений природного газа Западной Сибири, сборник научных трудов, – М.: ВНИИГАЗ, 1988. – С.5-16.

месторождений севера Западной Сибири на основе системного анализа геологопромысловой информации: Дис … д-ра техн. наук: 25.00.17 / Лапердин Алексей Николаевич. – Москва, 2006. – 390 с.

41. Маслов В.Н. Методология и технология управления разработкой крупных газовых месторождений севера Западной Сибири: Дис. … д-ра. техн.

наук: 25.00.17 / Маслов Владимир Николаевич. – Тюмень, 2007. – 392 с.

42. Зотов Г.А. Вопросы регулирования разработки месторождений природных газов / Г.А. Зотов, Н.Б. Умрихин // Методы физ. и мат. моделир.

при проектир. разраб. месторожд. природ, газа // РЖ Горное дело. М., 1984. – С.

150-157.

43. Павлов В.А. Развитие технологий системно-структурированного проектирования разработки месторождений углеводородов: Дис. … канд. техн.

наук: 25.00.17 / Павлов Владимир Анатольевич. – Краснодар, 2009. – 170 с.

44. Громова Е.А. Методический подход к моделированию разработки нефтегазоконденсатных месторождений / Громова Е.А., Назаров А.В. // Рассохинские чтения: материалы межрегионального семинара (4-5 февраля 2010 года) – Ухта: УГТУ, 2010. – С.165-168.

45. Громова Е.А. Совершенствование методов математического моделирования разработки нефтегазоконденсатных месторождений: Дис. … канд. техн. наук: 25.00.17 / Громова Евгения Александровна. – Ухта, 2012. – 46. Назаров А.В. Развитие методов математического моделирования для проектирования и анализа разработки нефтегазоконденсатных месторождений: Дис. … д-ра. техн. наук: 25.00.17 / Назаров Андрей Владимирович. – Ухта, 2012. – 427 с.

47. Березняков А.И. Научное обоснование и промышленное внедрение комплексного геотехнологического мониторинга систем добычи газа на месторождениях севера Западной Сибири: Дис … д-ра техн. наук: 25.00.17 / Березняков Александр Иванович. – Надым, 2005. – 298 с.

системой добычи газа на основе рационального использования пластовой Александрович. – Москва, 2012. – 119 с.

49. Никоненко И.С. Газодобывающее предприятие как сложная система / И.С. Никоненко, Ю.Н. Васильев. – М.: Недра, 1998. – 343 с.

50. Хейн А.Л. Знаниевая основа, состав и структура проектировочного процесса по конструированию РПФС в связи с его автоматизацией / А.Л. Хейн // Системный подход при проектировании разработки месторождений природного газа Западной Сибири, сборник научных трудов,, – М.:ВНИИГАЗ, 1988. – С.16-26.

51. Закиров С.Н. Прогнозирование и регулирование разработки газовых месторождений / С.Н. Закиров, В.И. Васильев, А.И. Гутников и др. – М.: Недра, 1984. – 295 с.

разработкой газовых месторождений / Ю.Н. Васильев, – М.: Недра, 1987. – 53. Maisel H. Simulation of Discrete Stochastic Systems, Scientific Research Associates / H. Maisel, G. Gnugnoli. Inc., Chicago, Ill., 1972.

54. Бусленко Н.П. Математическое моделирование производственных процессов / Н.П. Бусленко – М.: Наука, 1964. – 364 с.

55. Бусленко Н.П. Моделирование сложных систем / Н.П. Бусленко – М.: Наука, 1978. – 400 с.

56. Бусленко Н.П. Метод статистического моделирования / Н.П.

Бусленко – М.: Статистика, 1970. – 111 с.

57. Шеннон Р. Имитационное моделирование систем – искусство и наука / Р. Шеннон – М.: Издательство «Мир», 1978. – 421 с.

58. Карпов Ю. Имитационное моделирование систем. Введение в моделирование с AnyLogic 5 / Ю. Карпов – СПб.: БХВ-Петербург, 2005. – 400 с.

59. ГОСТ Р 53710-2009 Месторождения нефтяные и газонефтяные.

Правила проектирования разработки. – М.: Стандартинформ, 2010. – 58 с.

действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений-М., 2000. – 130 с.

61. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газовых месторождений (Часть 1. Геологические модели). – М.:ОАО «ВНИИОЭНГ». – 2003. – 164 с.

62. Волков В.Л. Моделирование процессов и систем. Учеб. пособие / В.Л. Волков – Н.Новгород: НГТУ, 1997. – 80 с.

месторождений нефти и газа / А.И. Брусиловский – М.: «Грааль», 2002. – 575 с.

64. Якупов З.Г. Исследование и совершенствование технологий промысловой обработки газоконденсатных смесей в условиях месторождений Западной Сибири: Дис. … канд. техн. наук: 25.00.17 / Якупов Зимфир Галимухаметович. – Москва, 2004. – 177 с.

технологических схем сбора и подготовки продукции скважин: Дис. … канд.

техн. наук: 25.00.17 / Захарова Елена Федоровна. – Альметьевск, 2004. – 133 с.

66. Глухенький А.Г. Разработка методов повышения эффективности эксплуатации системы «пласт-скважина-шлейф-ДКС-УКПГ» на газовых промыслах Крайнего Севера»: Дис. … канд. техн. наук: 25.00.17 / Глухенький Александр Григорьевич. – Надым, 2008. – 179 с.

67. Дудов А.Н. Совершенствование технологий эксплуатации скважин и подготовки природного газа на поздней стадии разработки крупных газовых месторождений: Дис. … канд. техн. наук: 25.00.17 / Дудов Александр Николаевич. – Новый Уренгой, 2001. – 269 с.

68. Григорьев Б.А. Теплофизические свойства и фазовые равновесия газовых конденсатов и их фракций / Б.А. Григорьев, А.А. Герасимов, Г.А.

Ланчаков – М.: Издательский дом МЭИ, 2007. – 334 с.

69. Калашников О.В. Инженерные расчетные модели технологических сред газопереработки. 1.Фазовое состояние жидкость-паp / О.В. Калашников, Ю.В.Иванов //Хим. технология. – 1991. – N 6. – С. 28-36.

70. Калашников О.В. Вопросы адекватности теплофизической базы действительные данные по установке низкотемпературной сепарации природного газа / О.В. Калашников, А.Г. Касперович, С.В. Будняк, Р.В.

Гамалея, Д.А. Рычков – Экотехнологии и ресурсосбережение, № 4. – Киев, 2005, – с.73-85.

конденсации многокомпоеннтных систем / А.И. Брусиловский // Тр. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина. – 1985, вып. 192., – С. 67-77.

72. Степанова Г.С. Фазовые превращения в месторождениях нефти и газа / Г.С. Степанова – М.: Недра, 1983. – 191 с.

73. Whitson C.H. Evaluating constant-volume depletion data / C.H.

Whitson, S.B. Torp // Journal of Petroleum Technology. – 1983. – March. – pp. 610Нестеренко А.Н. Моделирование дифференциальной конденсации газоконденсатного флюида /А.Н. Нестеренко, В.В. Прытков, А.Г. Касперович, О.А. Омельченко, Д.А. Рычков, Т.В. Турбина // Газовая промышленность, № 1, – Москва, «Газойл пресс», 2014. С. 82-86.

75. Кабанов О.П. Комплексный мониторинг процессов промысловой подготовки и переработки углеводородного сырья крупных газоконденсатных месторождений: Автореф. дис. канд. техн. наук: 25.00.17 / Кабанов Олег Павлович. – Уфа, 2008. – 23 с.

76. Кацемон Ю.В. Исследование функций распределения компонентов для комплексного моделирования поточных схем промысловой подготовки и переработки углеводородного сырья / Ю.В. Кацемон, В.В. Прытков, Д.А.

Рычков, А.Г. Касперович // Проблемы развития газовой промышленности в Западной Сибири. Сб.тезисов докладов 8 науч-практ. конф. мол. ученых и спец.

– Тюмень: ООО ТюменНИИГипрогаз, 2004. – С. 124.

77. Касперович А.Г. Методологические основы расчета балансов переработки конденсата для текущего и перспективного планирования и определения фактических показателей / А.Г. Касперович, В.В. Прытков, О.А.

Омельченко, Ю.В. Кацемон, Д.А. Рычков, О.М. Меркушева // Вопросы строительства газовых скважин, проектирования разработки месторождений и транспорта газа. – Тюмень, ООО ТюменНИИгипрогаз, С. – Петербург: НЕДРА, 2005. – С. 73-85.

78. Касперович А.Г. Критерии оценки эффективности технологии и выбора схем промысловой подготовки продукции газоконденсатных залежей на месторождениях севера Тюменской области / А.Г. Касперович, В.В. Прытков, Д.А. Рычков, О.А. Омельченко, Ю.В. Кацемон // Вопросы строительства газовых скважин, проектирования разработки месторождений и транспорта газа. – Тюмень, ООО ТюменНИИгипрогаз, С. – Петербург: НЕДРА, 2005. – С.

101-108.

79. Омельченко О.А. Определение функций погоноразделения для установок подготовки и переработки УВС и их применение / О.А. Омельченко, Д.А. Рычков, В.В. Прытков, А.Г. Касперович // Проблемы развития газовой промышленности в Западной Сибири. Сб.тезисов докладов XIV науч-практ.

конф. мол. ученых и спец. – Тюмень, ООО ТюменНИИГипрогаз. 2006. – С. 201Кабанов О.П. Результаты исследования и технологического моделирования газоконденсатного промысла Ен-Яхинского мессторождения / О.П. Кабанов, А.Г. Касперович, Д.А. Рычков // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Приложение к журналу «Наука и техника в газовой промышленности». Специализированный сборник. ООО «ИРЦ Газпром». 2006. – С. 41-44.

81. Касперович А.Г. Методология адаптации технологических моделей подготовки и первичной переработки газового конденсата и нефти / А.Г.

Касперович, О.А. Омельченко, Д.А. Рычков // Известия ВУЗов, Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет, Нефть и газ. – 2006. – С. 47-50.

82. Кабанов О.П. Методология создания адекватной технологической модели газоконденсатного промысла на основе результатов комплексного моделирования / О.П. Кабанов, А.Г. Касперович, О.А. Омельченко, Д.А.

Рычков // Наука и техника в газовой промышленности, Москва: ООО «ИРЦ Газпром». – 2006. – С. 30-36.

83. Омельченко О.А. Новые подходы к моделированию процессов переработки УВ сырья с помощью надстроек в среде MS Excel и внешней библиотеки DLL / О.А. Омельченко, Д.А. Рычков // Проблемы развития газовой промышленности в Западной Сибири. Сб.тезисов докладов XVI науч-практ.

конф. мол. ученых и спец. – Тюмень: ООО ТюменНИИГипрогаз. – 2010. – С.

328-331.

подготовки, транспорта и переработки углеводородного сырья при проектировании разработки газоконденсатных месторождений / Д.А. Рычков // Актуальные вопросы и научно-технические решения по технике и технологии добычи и подготовки газа на месторождениях, вступивших в заключительную стадию разработки: Материалы заседания секции «Добыча и промысловая подготовка газа и газового конденсата» Научно-технического совета ОАО «Газпром» (пос. Кабардинка, 25-29 октября 2010 г.). – М.: ООО «Газпром экспо», 2012. – 228 с.(С. 185-194).

переработки жидких углеводородов северных месторождений ОАО «Газпром»

в Западной Сибири / А.Г. Касперович, М.В. Овсянкин, Д.А. Рычков, О.А.

Омельченко // Научно-технический сборник «Вести газовой науки». Проблемы эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. – ООО «Газпром ВНИИГАЗ». № 4 (15) 2013, – С. 99-105.

86. Оказание услуг по мониторингу и прогнозу сырьевой базы ООО «Газпром переработка» в Западной Сибири. Этап 3: Расчетно-технологический мониторинг и прогноз компонентно-фракционных составов и физикохимических характеристик сырьевых потоков ООО «Газпром переработка»:

отчет о НИР (промежуточ.) / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Руководитель:

Прытков В.В. – Тюмень, 2012. – 129 с.

Руководители Нестеренко А.Н., Шарафутдинов Р.Ф. – Тюмень, 2013.

88. Единая технологическая схема разработки залежей углеводородов ачимовской толщи Уренгойского региона: отчет о НИР (закл.) / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Руководитель: Нестеренко А.Н. – Тюмень, 2010.

Новоуренгойского газохимического комплекса»: отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Руководитель: Меркушев М.И. – Тюмень, 2013.