вкр. А. А. Михайловский, Г. А. Корнев, Н. А. Исаева Рациональное использование попутного нефтяного газа проектирование

• Название: А. А. Михайловский, Г. А. Корнев, Н. А. Исаева Рациональное использование попутного нефтяного газа проектирование
• Дата: 12.06.2022
• Размер: 0.9 Mb.
• Имя файла: ratsionalnoe-ispolzovanie-poputnogo-neftyanogo-gaza-proektirovan.pdf
• Тип: Документы; #586977

4 (36) 2010
4 7
А.А. Михайловский, Г.А. Корнев, Н.А. Исаева Рациональное использование попутного нефтяного газа: проектирование...
УДК: 665.612.2 : 622.691.2
А.А. Михайловский, Г.А. Корнев, Н.А. Исаева
ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Москва
[e-mail], [e-mail], [e-mail]
РАЦИОНАЛЬНОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПОПУТНОГО
НЕФТЯНОГО ГАЗА: ПРОЕКТИРОВАНИЕ ВРЕМЕННОГО
ХРАНИЛИЩА В НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОМ
МЕСТОРОЖДЕНИИ
В качестве первого этапа работ по рациональному использованию попутного нефтяного газа (ПНГ) пред- ложено временное хранение в газовой шапке нефтегазовой залежи. Рассмотрены способы использования ПНГ
применительно к рассматриваемому нефтегазоконденсатному месторождению. Освещен вопрос выбора объек- та под закачку газа. Представлены основные технические решения по проектированию временного подземного хранилища попутного нефтяного газа.
Ключевые слова: подземное хранение газа, попутный нефтяной газ, временное хранилище попутного нефтя- ного газа, технологическое проектирование, пласт-коллектор, фильтрационно-емкостные свойства.
Попутный нефтяной газ (ПНГ), представляющий со- бой смесь газов и парообразных углеводородных и не углеводородных компонентов, является ценным нефте- химическим сырьем. Рациональное использование ПНГ
не простая и важная задача мирового масштаба, значи- мость которой отражена в Киотском протоколе, ратифи- цированном Россией в 2004 году. Для выполнения при- нятых в соответствии с данным протоколом обязательств,
Правительство РФ 8 января 2009 года приняло Постанов- ление № 7 «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжига- ния попутного нефтяного газа на факельных установках»,
которое требует предусматривать утилизацию не менее
95 % попутно добываемого нефтяного газа при разра- ботке нефтяных месторождений.
В качестве основных направлений повышения уровня использования попутного нефтяного газа можно указать следующие:
1. Использование ПНГ для собственных нужд работы промыслов: на выработку электроэнергии, тепловой энер- гии, подготовку нефти. По официальным данным за
2007 год на собственные нужды направляется порядка
33 % добываемого в России ПНГ.
2. Использование ПНГ при разработке месторожде- ний по технологии, предусматривающей его закачку об- ратно в пласт для поддержания пластового давления, мо- жет применяться на месторождениях с соответствующей технологией разработки.
3. Собственная переработка ПНГ на промыслах – стро- ительство перерабатывающих мини-установок с последу- ющей поставкой полученных продуктов потребителям –
требует вложений не только в оборудование промысла,
но и в объекты транспорта полученной продукции (будь то углеводороды, электроэнергия или другие продукты).
4. Подготовка и транспорт газа внешнему потребите- лю требует значительных капитальных вложений и затрат времени на строительство установок подготовки газа, до- жимной компрессорной станции и соединительного газо- провода для подачи сухого отбензиненного попутного газа в действующую систему магистральных газопроводов или строительство дополнительных магистральных трубопро- водов ПНГ.
5. Поставка ПНГ на газоперерабатывающие заводы и региональные тепловые электростанции требует как стро- ительства объектов транспорта попутного газа, так и на- личия на доступном расстоянии соответствующих потре- бителей. Далеко не все регионы имеют возможность ути- лизировать ПНГ согласно этому варианту.
Одним из перспективных направлений повышения уровня использования ПНГ в отдаленных труднодоступ- ных регионах является закачка и временное хранение осу- шенного попутного нефтяного газа в пластах-коллекторах.
В качестве объектов для этого могут использоваться зале- жи газовых, газоконденсатных, нефтяных и нефтегазокон- денсатных месторождений, а также водоносные плас- ты, расположенные непосредственно в самих разраба- тываемых месторождениях или вблизи от них.
Временное подземное хранилище (ВПХГ) попутно- го нефтяного газа является первым этапом работ по ра- циональному использованию ПНГ. Важно отметить, что
ВПХГ является менее капиталоемким и достаточно бы- стрым в реализации проектом по сравнению с традици- онными способами утилизации попутного газа. При этом создание и эксплуатация ВПХГ ПНГ позволяет гиб- ко подходить к вопросу утилизации попутного газа. На- пример, накапливать сырье с нескольких месторожде- ний района с доведением его объемов до рентабель-
Рис. 1. Расчетная схе- ма движения газа в наземных коммуни- кациях. Р
ГС
, Р
ГСПN
,
Р
ШЛ
, Р
У
– давление на выходе головных со- оружений, на входе газосборного пунк- та, на выходе ГСП и на устье скважины соответственно; q
ШЛ
, B
ШЛ
– расход газа в шлейфе скважины и коэффициент гидравлического сопротивления шлейфа; q
ГСП
,
B
КОЛ
– расход газа в коллекторе и его коэффициент гидравли- ческого сопротивления.

4 (36) 2010
4 8
А.А. Михайловский, Г.А. Корнев, Н.А. Исаева Рациональное использование попутного нефтяного газа: проектирование...
ных, либо привлекать к строительству и использованию
ВПХГ на долевых началах несколько нефтедобывающих компаний, что позволяет снизить затраты участников ин- вестиционного проекта.
Рациональное использование ПНГ рассматривается на примере ВПХГ, запроектированном на одном из нефте- газоконденсатных месторождений (НГКМ) в Восточной
Сибири. В условиях этого месторождения упоминавшие- ся выше способы утилизации ПНГ имеют следующие осо- бенности:
– технологической схемой разработки нефтяной зале- жи рассматриваемого НГКМ предполагается использо- вание на собственные нужды не более 10% попутного не- фтяного газа;
– в соответствии с технологической схемой закачка
ПНГ обратно в пласт с целью поддержания пластового давления не предусмотрена;
– собственная переработка попутного газа на промыс- лах не рентабельна из-за наличия в газе промышленных концентраций гелия и дорогостоящего строительства за- вода по его выделению;
– подготовка и транспорт газа внешнему потребителю в связи со значительной продолжительностью строитель- ства газопровода (порядка 5 – 10 лет) не соответствует зап- ланированному периоду ввода месторождения в эксплуа- тацию;
– поставка ПНГ на газоперерабатывающие установки не предусматривается по причинам, изложенным выше.
Принимая во внимание отсутствие газотранспортной системы для поставок газа потребителю, в качестве перво- го этапа работ по утилизации принята закачка и времен- ное хранение ПНГ в пористом пласте до решения вопроса его магистрального транспорта. Продолжительность это- го периода ориентировочно оценивается до 7 – 10 лет.
При выборе объекта под ВПХГ рассматривались как продуктивные нефтегазоносные, так и водоносные плас- ты-коллекторы месторождения.
На предварительном этапе в качестве перспективных объектов рассматривались три водоносных пласта-коллек- тора. Эти водоносные горизонты представлены трещино- ватыми карбонатными отложениями и в пределах НГКМ
образуют малоамплитудные ловушки ограниченного объе- ма, их пласты-коллекторы практически не изучены. Ис- пользование этих ловушек под временное хранилище по-
Рис. 2. Динамика добычи ПНГ в соответствии с проектом разработки нефтяной залежи. 1 – годовая добыча, 2 – нара- стающая добыча, 3 – среднесуточная добыча.
Рис. 3. Схема расположения кустов газонагнетательных сква- жин. 1 – устья скважин, 2 – шлейфы скважин, 3 – газовый коллектор, 4 – направление движения газа, 5 – газораспреде- лительный пункт, 6 – компрессорная станция, 7 – границы первоочередного участка.
Рис. 4. Динамика закачки попутного газа в ВПХГ.
Рис. 5. Карты изобар по кровле пласта на 10 год эксплуата- ции ВПХГ. Фрагмент модели залежи.

4 (36) 2010
4 9
А.А. Михайловский, Г.А. Корнев, Н.А. Исаева Рациональное использование попутного нефтяного газа: проектирование...
путного газа при заданном компонентном составе вызы- вало сомнение по причине возможной структурной и молекулярной их негерметичности.
С точки зрения структурной негерметичности, повы- шение давления в ловушке при закачке газа, учитывая тре- щинный тип пласта-коллектора, является причиной повы- шенной опасности неконтролируемого ухода газа за пре- делы ловушки по системе трещин. Кроме того важно, что имеющиеся в настоящее время на территории России и стран СНГ подземные хранилища газа созданы в терри- генных водоносных пластах или на базе газовых залежей в терригенных и рифогенных карбонатных коллекторах.
Опыт создания ПХГ в водоносных карбонатных коллекто- рах отсутствует.
С точки зрения молекулярной негерметичности воз- можен уход гелия, содержащегося в ПНГ, за пределы ло- вушки через глинистые покрышки водоносных пластов в процессе диффузии. При выборе водоносных пластов в качестве объекта хранения было бы необходимо проведе- ние дополнительных исследований, направленных на изу- чение флюидоупорных характеристик покрышки по ге- лию.
После анализа имеющейся геолого-промысловой ин- формации предпочтение было отдано залежи в рифейс- ких отложениях. Газонефтяная залежь рассматриваемого месторождения содержит гелий, что напрямую свидетель- ствует о высокой надежности покрышки. Наличие регио- нальной усольской соленосной покрышки над газовой за- лежью является надежной преградой для миграции газа в вышележащие водоносные горизонты кембрия при по- вышении пластового давления при закачке, а, значит, яв- ляется гарантией герметичности нефтегазоносного рифей- вендского комплекса. Данная залежь способна вместить подлежащий хранению попутный нефтяной газ, обеспе- чить сохранность и последующее извлечение закачанных объемов газа.
Средняя глубина залегания залежи составляет 2047 м.,
залежь массивная, представленная кавернозно-трещин- ным коллектором. Эффективные нефтенасыщенные тол- щины этой залежи изменяются от 0 м до 48 м, эффектив- ные газонасыщенные толщины – от 0 м до 93 м. Пласто- вое давление в своде залежи составляет 20,95 МПа, на
ГНК – 21,19 МПа. Давление на ВНК составляет 21,53 МПа.
Пластовая температура – 27 °С. Содержание этана, про- пана, бутанов и гелия в пластовом газе превышают про- мышленные концентрации. Сероводород в залежи отсут- ствует.
Основные технические решения по проектированию временного подземного хранилища ПНГ обоснованы с учетом выполнения следующих требований:
– обеспечение заданных объемов и суточной произ- водительности закачки ПНГ;
– максимальное пластовое давление до 27 МПа, опре- деленное исходя из прочностных свойств покрышки;
– максимальное давление нагнетания на устье сква- жин до 25 МПа;
– минимальное влияние закачки ПНГ на разработку нефтяной залежи с учетом направления и динамики ее разбуривания при освоении и обустройстве;
– расположение проектных скважин в зонах повышен- ных фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта;
– рациональное соотношение потерь давления в объек- тах обустройства и системе нагнетательных скважин;
– минимизация капитальных вложений в строитель- ство ВПХГ.
Технологические показатели эксплуатации ВПХГ рас- считывались с использованием геолого-технологической модели, включающей трехмерную гидродинамическую модель пласта и газопромысловую модель движения газа в скважинах и наземных коммуникациях.
Поскольку проект создания ВПХГ предусматривает закачку ПНГ в газовую шапку разрабатываемой нефтега- зовой залежи, была необходимость проведения техноло- гических расчетов, учитывающих взаимное влияние друг на друга процессов отбора нефти и закачки газа. Учет та- кого влияния возможен с помощью трехмерной гидроди- намической модели залежи при совместном моделирова- нии отбора нефти, компенсационной закачки воды и за- качки утилизируемого газа.
Для описания трещинно-порового коллектора продук- тивных отложений залежи с интенсивно развитой трещи- новатостью в расчетах использовалась модель двойной пористости. Каждой ячейке сетки гидродинамической модели было присвоено соответствующее значение пара- метров пласта: абсолютной глубины кровли, общей тол- щины, коэффициента песчанистости, эффективной пори- стости, проницаемости и нефтенасыщенности. Причем производилось раздельное описание матрицы породы и пустотного объема трещин. Учет многофазности произ- водился введением сложной комбинированной модели,
описывающей поведение нефти, растворенного и свобод- ного газа и конденсата.
Расчетная схема движения газа в наземных коммуни- кациях для закачки попутного нефтяного газа представле- на на рис. 1. Движение газа в элементах модели описыва- ется широко известными уравнениями трубной и подзем- ной газогидродинамики.
При расчете ВПХГ период его эксплуатации подраз- деляется на интервалы, для каждого из которых задан объем закачки газа в целом по ВПХГ. На каждом интервале вре- мени параметры модели движения газа в скважинах и на- земных коммуникациях остаются неизменными, тогда как от интервала к интервалу могут меняться. Для каждого интервала последовательно производятся расчеты на ука- занных выше моделях.
В строительстве ВПХГ было выделено два этапа строительства:
I этап – в разработке находится первоочередной учас- ток нефтяной залежи (3 года);
II этап – выход на полное разбуривание и разработку всей нефтяной залежи (4 года).
Динамика добычи попутного газа приведена на рис. 2.
Данный график позволяет сде- лать вывод о динамике необхо- димых мощностей по закачке
ПНГ.
Учитывая очередность ос- воения залежи и выделяя соот- ветствующие этапы строитель- ства ВПХГ, было решено нагне- тательный фонд скважин ВПХГ
разместить в 2-х кустах. Выбор
Табл.

4 (36) 2010
5 0
А.А. Михайловский, Г.А. Корнев, Н.А. Исаева Рациональное использование попутного нефтяного газа: проектирование...
места расположения кустов газонагнетательных скважин проводился с учетом ряда ограничений: необходимо было выбрать область с повышенными ФЕС, изученную разве- дочным бурением, находящуюся на небольшом удалении от основных районов концентрации добычи попутного не- фтяного газа.
Положение куста № 1 нагнетательных скважин было определено в районе, где мощность газовой шапки соста- вила порядка 60 м, а расстояние до первоочередного эк- сплуатационного участка составило порядка 8 км. Поло- жение куста № 2 нагнетательных скважин было опреде- лено в районе добычи ПНГ на II этапе разработки зале- жи: в 10 км от первоочередного участка. Мощность га- зовой шапки в этом районе составила порядка 55 м. Для повышения точности проектных показателей, располо- жение кустов газонагнетательных скважин выбрано в зонах, изученных разведочным бурением.
Выбранное расположение первого и второго кустов скважин ВПХГ с одной стороны позволило уменьшить влияние закачки попутного нефтяного газа на процесс добычи нефти, а с другой стороны – максимально при- близить очаги утилизации газа к районам его добычи. Схе- ма расположения кустов газонагнетательных скважин по- казана на рисунке 3.
По результатам гидродинамических и геофизических исследований разведочных скважин с учетом пластовых параметров была проведена оценка эффективности ис- пользования для целей ВПХГ горизонтальных скважин с различной длиной горизонтального окончания ствола.
Наиболее оптимальными с точки зрения дебита скважи- ны были приняты длины горизонтальных окончаний 400 и
500м. Учитывая эти данные, были приняты варианты кон- струкции нагнетательных скважин (Табл).
Для каждого варианта конструкции газонагнетатель- ных скважин с учетом потребного объема утилизации
ПНГ было рассчитано необходимое количество скважин в кустах, а также технологические показатели создания
ВПХГ на I и II этапах. На основе технико-экономического анализа результатов расчета показателей эксплуатации хра- нилища был выбран второй вариант.
Следует отметить, что бурение газонагнетательных скважин куста № 2 и подключение их к закачке ПНГ
планировалось на II этапе создания ВПХГ. При этом из рис. 2 можно заметить, что при утвержденных тем- пах разработки месторождения 3-летний период 2016
– 2018 гг. характеризуется более чем 2-х кратным уве- личением годовых объемов добычи ПНГ по сравне- нию со средним значением. В дальнейшем – после 2018
года – годовые объемы добычи ПНГ снижаются до средних значений.
Таким образом, бурение второго куста скважин, стро- ительство системы подготовки, транспорта и капитало- емкой системы компремирования низконапорного газа требуется лишь для обеспечения темпов закачки на 3 года.
Такая динамика годовых объемов добычи ПНГ не отве- чает рациональному вводу и использованию мощнос- тей по закачке и временному хранению ПНГ. Принимая это во внимание, было принято решение о корректиров- ке основных утвержденных показателей разработки не- фтяной залежи.
Таким образом, наряду с задачей проектирования
ВПХГ, встала задача уменьшения темпов отбора нефти так, чтобы весь объем ПНГ за вычетом газа на собствен- ные нужды мог бы быть утилизирован первым кустом скважин. На рисунке 4 представлены изначально задан- ный объем закачки ПНГ и скорректированный с учетом приемистости пяти горизонтальных стволов первого кус- та скважин.
Как указывалось выше, одно из условий создания
ВПХГ в газовой шапке – минимизация влияния на разра- ботку нефтяной залежи. С целью решения данной задачи при проектировании ВПХГ рассматривался также вопрос выбора схемы расположения горизонтальных стволов га- зонагнетательных скважин в кусте: как по площади, так и по разрезу.
При оценке площадного регулирования закачки ПНГ
исследовалось два варианта расстановки забоев газонаг- нетательных скважин. В первом варианте горизонталь- ные стволы направлены радиально от геометрического центра куста во всех направлениях (лучевая схема). Во втором случае горизонтальные окончания ствола направ- лялись радиально от геометрического центра куста по полукругу (полулучевая схема) преимущественно на юг,
а не в сторону стратиграфического выклинивания на се- вере структуры.
Согласно проведенным расчетам, пластовое давление на 10 год эксплуатации ВПХГ при полулучевом распо- ложении скважин на 0,5 МПа ниже, чем при лучевом ва- рианте (Рис. 5). Поскольку на первый куст газонагнета- тельных скважин накладывалось дополнительное требо- вание увеличения объема закачки, то в проекте была при- нята полулучевая схема размещения газонагнетательных скважин.
В вопросе регулирования закачки по разрезу оценива- лось влияние положения горизонтального окончания ство- ла газонагнетательной скважины на покрышку хранили- ща и газо-нефтяного контакта (ГНК) с учетом влияния рас- положения на приемистость горизонтальной скважины.
Расчеты показали, что наиболее оптимальным является расположение горизонтальных стволов на расстоянии 50 м от начального ГНК.
Согласно проведенным расчетам, в районе куста газо- нагнетательных скважин возрастает пластовое давление,
несмотря на падение давления в целом по залежи за счет добычи нефти. Также происходит вытеснение нефти га- зом из нефтяной оторочки в районах нефтедобывающих скважин и в районе положения забоев газонагнетатель- ных скважин (Рис. 6).
Несмотря на все попытки минимизации влияния за- качки газа в газовую шапку месторождения на процесс добычи нефти, добиться отсутствия такого влияния не уда- лось. Исходя из этого, дополнительно были разработаны следующие рекомендации:
– не вводить проектные нефтедобывающие скважины вблизи газонагнетательного куста до окончания эксплуа- тации ВПХГ;
– водонагнетательные скважины перенести дальше от куста газонагнетательных скважин, где давление в газовой шапке возрастает незначительно.
Таким образом, создание временных подземных хра- нилищ попутного нефтяного газа позволяет решать воп- росы сохранения и рационального использования цен-

4 (36) 2010
5 1
А.А. Михайловский, Г.А. Корнев, Н.А. Исаева Рациональное использование попутного нефтяного газа: проектирование...
A.A. Mikhailovsky, G.A. Kornev, N.A. Isaeva. Associated gas rational utilization: temporary underground gas storage engineering in gas-condensate field.
Temporary underground associated gas storage as the first step of associated gas rational usage is introduced. Methods of associated gas utilization and selection of objects for temporary storing are considered. Main solutions of temporary underground associated gas storage creation in oil-gas condensate field are introduced. Special attention is given to temporary underground associated gas storage engineering including gas injection regulation.
Keywords: underground gas storing, associated gas, temporary underground associated gas storage, engineering, reservoir.
123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234
Наталья Александровна
Исаева научный сотрудник ООО «Газпром
ВНИИГАЗ». Научные интересы: пост- роение, адаптация, использование и вне- дрение трехмерных постоянно-действу- ющих моделей ПХГ, временное подземное хранение газа.
142717, РФ, Пос. Развилка, Ленинский р-н, Московская область. Тел.: [phone].
123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234
Григорий Александрович
Корнев к.т.н., заместитель начальника лабо- ратории ООО «Газпром ВНИИГАЗ».
Научные интересы: технологии времен- ного подземного хранения попутного не- фтяного газа, «интеллектуальные» ПХГ и методы прогно- зирования и управления процессами создания и эксплуа- тации хранилищ.
142717, РФ, Пос. Развилка, Ленинский р-н, Московская область. Тел.: [phone].
123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234 123456789012345678901234567890121234567890123456789012345678901212345678901234
Александр Артемович
Михайловский к.т.н., ведущий научный сотрудник
ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Научные интересы: технологии подземного хране- ния природного газа и временного хра- нения попутного нефтяного газа в пористых пластах, воп- росы регулирования и аналитического контроля количе- ства газа в пористых пластах подземного хранилища.
142717, РФ, Пос. Развилка, Ленинский р-н, Московская область. Тел.: [phone].
Рис. 6. Распределе- ние насыщенностей.
Разрез модели залежи через одну из газонагнетательных скважин куста №1. а – 1 год закачки, б – 10 лет закачки.
а б
ного углеводородного сырья. Методологические осно- вы данного способа утилизации подземных хранилищ газа разработаны и успешно применяются при проек- тировании объектов временного хранения для нужд ведущих нефтедобывающих компаний РФ.
Обоснование оптимальных вариантов развития и реконструкции газотранспортных систем в условиях неопределенности
А.С. Казак, В.В. Русакова, И.Б. Кудрявцев, Д.А. Ратнер, А.А. Кудрявцев
М.: Газпром ВНИИГАЗ. 2010. 188 с. ISBN 978-5-89754-061-7
Краткий толковый словарь по газу и нефти (Briet qas-oil qlossary)
А.Г. Репин
Под общ. ред. Р.О. Самсонова
М.: ВНИИГАЗ. 2008. 154 с. ISBN 978-5-89754-039-6
История газового дела: Историко-технический очерк
Самсонов Р.О., Джафаров К.И.
М.: Газпром ВНИИГАЗ. 2009. 200 с. ISBN 978-5-89754-054-9
Методические аспекты задания требований, оценки и обеспечения защищенности объектов газовой отрасли от противоправных действий
Радаев Н.Н., Лесных В.В., Бочков А.В.
М.: Газпром ВНИИГАЗ. 2009. 176 с. ISBN 978-5-89754-050-1
ООО "Газпром ВНИИГАЗ"
Редакционно-издательский отдел
Тел./факс [phone]
E-mail: [e-mail],
[e-mail]