УДК 622 - Диссертационный совет
advertisement
УДК 622. 691.24 На правах рукописи ЯМАЛЕТДИНОВА АЙГУЛЬ АЛЬФИРОВНА ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ СОЗДАНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА В ИСТОЩЕННЫХ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ Специальность 25.00.19 Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Уфа 2013 2 Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»). Научный руководитель Официальные оппоненты: – доктор технических наук, профессор Александров Анатолий Александрович – Мустафин Фаниль Мухаметович, доктор технических наук, профессор, Уфимский государственный нефтяной технический университет, зав. кафедрой «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ» – Чучкалов Михаил Владимирович, кандидат технических наук, ООО «Газпром трансгаз Уфа», помощник генерального директора Ведущая организация – ОАО «Институт «Нефтегазпроект» Защита состоится 27 февраля 2014 г. в 1000 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР». Автореферат разослан 26 декабря 2013 г. Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук, профессор Худякова Лариса Петровна 3 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы В связи с ужесточением экологических и экономических требований к освоению нефтегазовых объектов подземные хранилища газа (ПХГ) теперь используют не только для снижения пиковых нагрузок в Единой системе газоснабжения, но также и для сбора и хранения ранее сжигаемого попутного нефтяного газа (ПНГ). Степень использования попутного газа в нефтегазодобывающих компаниях, работающих на территории России, находится на уровне 75 %. В отдаленных регионах Западной, Восточной Сибири и Крайнего Севера использование попутного газа значительно осложнено в связи с отсутствием газотранспортной системы для поставок газа внешним потребителям. Создание ПХГ в истощенном нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) осложнено необходимостью дополнительного исследования и использования адресной технологии повышения коэффициента извлечения конденсата в зависимости от геологических условий залежи, коллекторских свойств пласта, физико-химических свойств остаточного конденсата. В истощенном НГКМ, на котором совместно с циклической эксплуатацией подземного хранилища ведется также отбор остаточного конденсата, наиболее эффективным способом освоения представляется смешивающееся вытеснение конденсата углеводородным газом. В настоящее время в районе Крайнего Севера разрабатывается Ярейюское нефтегазоконденсатное месторождение. Недалеко от этого месторождения ведется освоение нескольких газонефтяных месторождений, где вопрос утилизации невостребованных объемов попутного нефтяного газа не решен. Это предопределяет актуальность исследования и научного обоснования создания ПХГ на базе истощенного газоконденсатного месторождения на примере Ярейюского НГКМ. Цель работы повышение эффективности создания подземного хранилища газа в истощенном нефтегазоконденсатном месторождении путем разработки методов управления процессами хранения газа. Основные задачи работы: 1. Анализ и обобщение опыта сооружения и эксплуатации подземных хранилищ газа в истощенных нефтегазоконденсатных месторождениях; 2. Математическое моделирование автоматизированной системы управления процессами накопления углеводородных смесей в ПХГ с учетом и без учета запаздывания управляющих воздействий в системах регулирования и рециркуляции потоков; 3. Экспериментальные исследования перевода истощенного нефтегазоконденсатного месторождения в объект подземного хранения углеводородного газа; 4. Обоснование создания подземного хранилища газа в истощенном нефтегазоконденсатном месторождении на примере Ярейюского НГКМ. 4 Методы решения поставленных задач Поставленные задачи решались путем компьютерного моделирования автоматизированной системы управления процессами в ПХГ, путем теоретических и экспериментальных исследований в лабораторных условиях с использованием комплекса компьютеризированного экспериментального оборудования для визуального наблюдения за фазовыми превращениями в ПХГ. Использовались поверенные приборы и устройства, соответствующие последним достижениям науки и техники. Научная новизна результатов работы: 1. Разработана математическая модель автоматизированной системы управления процессами накопления и рециркуляции углеводородных смесей в ПХГ с учетом и без учета запаздывания управляющих воздействий в системах регулирования и рециркуляции потоков; 2. Выявлены особенности перевода истощенного нефтегазоконденсатного месторождения в ПХГ, влияющие на эффективность его создания; 3. Разработан метод подготовки ПХГ в истощенном НГКМ путем обеспечения многократно повторяющегося перехода газонефтяной смеси в ретроградную область и обратно с дополнительным отбором капиллярноудержанного конденсата при рециркуляции углеводородных смесей в ПХГ; 4. Предложено с целью повышения эффективности обезвоживания скважинной продукции в центральном пункте сбора использовать электромагнитное излучение в определенном диапазоне частот. На защиту выносятся: компьютерное моделирование автоматизированной системы управления процессами накопления и рециркуляции углеводородных смесей в ПХГ; результаты аналитических и экспериментальных исследований по выявлению особенностей перевода истощенного НГКМ в ПХГ, влияющих на эффективность его создания; обоснование и рекомендации по созданию ПХГ в истощенном НГКМ на примере конкретного месторождения. Практическая ценность и реализация результатов работы Математическая модель автоматизированной системы управления процессами накопления углеводородных смесей в ПХГ позволит выровнять поток потребления, оптимизировать пластовые потери, повысить экологическую и промышленную безопасность и общую устойчивость функционирования подземного газохранилища. Выявленные особенности перевода истощенного нефтегазоконденсатного месторождения в ПХГ, в том числе учет остаточной водонасыщенности и других форм связанной воды в пласте, позволяют производить расчет условий равновесия в фазовых превращениях в пластовых условиях. Разработанный метод подготовки ПХГ в истощенном НГКМ путем обеспечения многократно повторяющегося перехода газонефтяной смеси в 5 ретроградную область и обратно при рециркуляции углеводородных смесей в ПХГ позволяет осуществить дополнительный отбор капиллярно-удержанного конденсата. Использование малогабаритной установки воздействия электромагнитным излучением в центральном пункте сбора позволит улучшить эффективность обезвоживания скважинной продукции. Исследования проводились в рамках реализации Государственного контракта № 14.740.11.0429 по Федеральной целевой программе Министерства образования и науки РФ на 2009 – 2013 годы. Разработанная автором математическая модель автоматизированной системы управления процессами накопления и рециркуляции углеводородных смесей в ПХГ используется в исследовательской практике ГУП «ИПТЭР», внедрена в учебный процесс Кафедры безопасности жизнедеятельности и охраны окружающей среды ФГБОУ ВПО «Башкирский государственный университет». Автором обоснована возможность создания подземного хранилища газа в истощенном нефтегазоконденсатном месторождении на примере Ярейюского НГКМ. Оценка достоверности результатов обеспечивалась путем применения современных методов физического и математического моделирования и статистических методов обработки данных. Достоверность результатов исследований достигается использованием поверенных средств измерений и подтверждается сходимостью результатов аналитических расчетов, теоретических оценок и данных экспериментальных исследований с результатами исследований других ученых. Апробация результатов работы Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых (г. Уфа, 2008 – 2011 гг.); на VIII Международном конгрессе нефтегазопромышленников России (г. Уфа, 2009 г.); Всероссийских конференциях «Инновации и наукоемкие технологии в образовании и экономике» (г. Уфа, 2009 – 2012 гг.); II, III International Student Scientific and Practical Conferences «Oil and Gas Horizons» (г. Москва, 2010 г., 2011 г.); международной научно-технической конференции «Современные проблемы холодильной техники и технологии» (г. Одесса, 2011 г.); VII Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт 2011» (г. Уфа, 2011 г.); на Международных молодежных нефтегазовых форумах (г. Алматы, 2011 г., 2012 г.); XXXIV студенческой научной межвузовской конференции транспортного факультета Оренбургского государственного университета (г. Оренбург, 2012 г.); Всероссийских научно-практических конференциях «Энергоэффективность. Проблемы и решения» (г. Уфа, 2009 – 2013 гг.); International Youth Conference «East Meets West» (г. Краков, 2012 г.); Международной молодежной конференции «Экологические проблемы нефтедобычи» (г. Уфа, 2012 г.); научно-практических конференциях «Проблемы и методы обеспечения 6 надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2010 – 2013 гг.). Публикации. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 15 научных трудах, в том числе 4 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ. Получены 1 патент и 2 положительных решения на выдачу патентов на изобретения. Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 115 наименований. Работа изложена на 136 страницах машинописного текста, содержит 32 рисунка и 12 таблиц. Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю д-ру техн. наук, профессору Александрову А.А., д-ру физ.-мат. наук, профессору Гоцу С.С. за полезные советы и помощь в процессе работы над диссертацией. ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные решаемые задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы. В первой главе на основе анализа и обобщения опыта сооружения и эксплуатации подземных хранилищ газа в истощенных нефтегазоконденсатных месторождениях и результатов теоретических исследований изложены научные основы перевода существующих нефтегазоконденсатных месторождений в объекты подземного хранения газа с дополнительным отбором капиллярно-удержанного конденсата при поддержании пластового давления в ПХГ. Особенностям разработки нефтегазоконденсатных месторождений и созданию ПХГ посвящены работы В.Е. Андреева, К.С. Басниева, Р.И. Вяхирева, А.И. Гриценко, А.Г. Гумерова, Г.Р. Гуревича, Н.М. Дегтярева, С.Н. Закирова, И.М. Индрупского, Г.Е. Коробкова, Ю.П. Коротаева, Ю.А. Котенева, А.Х. Мирзаджанзаде, Р.Ш. Муфазалова, Р.Я. Нугаева, И.В. Рощина, Г.С. Степановой, Р.М. Тер-Саркисова, В.П. Тронова, Г.А. Халикова, А.М. Шаммазова, А.И. Ширковского, К.Ш. Ямалетдиновой и др. Большой вклад в изучение этого вопроса внесли и зарубежные ученые: A. Benham, М. Dong, S. Huang, R. Bensten, M. Metwally (Канада), F. Kalyadijan (Франция), E. Chang (США), M. Dong, S. Huang, K. Hutchence (Австралия) и др. По данным Центрального диспетчерского управления ТЭК РФ, в 2013 году планируется выйти на 79 % полезного использования попутного нефтяного газа при нормативном значении 95 %. Продуктивно утилизировать ПНГ можно по-разному: создавать энергетические установки или газохимические мощности по переработке либо закачивать ПНГ в продуктивные пласты для хранения и повышения нефтеотдачи. По данным 7 ОАО «Лукойл» на 2013 г. фактическая цена закупки попутного газа на газоперерабатывающих заводах составляет 600…1200 руб./тыс. м3, а себестоимость добычи – около 4000…5000 руб./тыс. м3, что не позволяет нефтяным компаниям компенсировать расходы по добыче и транспортировке ПНГ. Создание подземного хранилища в истощенном нефтегазоконденсатном месторождении является наиболее оптимальным технологическим решением для эффективного потребления попутного нефтяного газа. Истощенные НГКМ представляют собой газоконденсатные месторождения, разрабатываемые на истощение пластового давления. При этом теряется значительный объем углеводородного конденсата (коэффициент извлечения конденсата составляет всего лишь 30…50 %), что обусловлено выпадением конденсата в пласте в результате снижения пластового давления. Коэффициент газоотдачи при этом составляет 75…90 %. С целью увеличения коэффициента извлечения конденсата до 80…95 % необходимо поддерживать пластовое давление близким к давлению начала конденсации или выше, тогда значения коэффициентов извлечения конденсата и газоотдачи будут близкими. При повышении пластового давления заводнением газоконденсатной залежи возможны значительные потери газа в пласте. По мнению Закирова С.Н. и др., при заводнении теряется не просто газ, а газ вместе с конденсатом. В сложившейся ситуации одним из наиболее эффективных с точки зрения разработки и охраны недр методов освоения нефтегазоконденсатных месторождений является технология с рециркуляцией газа в газоконденсатной части залежи, описанная А.Х. Мирзаджанзаде и др. Такой режим разработки, который обеспечивает отбор газа с дополнительным отбором конденсата (благодаря поддержанию давления газовыми методами), называется сайклинг-процессом (англ. cycling process) и описан в трудах Р.И. Вяхирева, А.И. Гриценко, Р.М. Тер-Саркисова и др. Гуревич Г.P. и др. сайклинг-процессом называют метод разработки газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления путем обратной закачки газа в продуктивный пласт. При этом не обязательно, чтобы используемый газ добывался на данном месторождении. В условиях поддержания пластового давления интенсивность процесса ретроградной конденсации и газообразования в продуктивном горизонте заметно уменьшается, соответственно уменьшается интенсивность выпадения из пластового газа высококипящих углеводородов, образующих газовый конденсат. Между тем, в России в рамках базовой налоговой системы использовать сайклинг-процесс в газодобыче до 2012 года было крайне невыгодно, так как на одни и те же объемы газа налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) в этом случае начислялся бы многократно – всякий раз, как только закачанный в недра газ добывается повторно для очистки и обратной закачки. Очередные поправки в Налоговый кодекс устанавливают нулевую ставку НДПИ в отношении объемов природного газа, закачанного в пласт для поддержания пластового давления при отборе газового конденсата, если это предусмотрено 8 техническим проектом разработки месторождения. Соответственно, применение сайклинг-процесса в рамках конкретных проектов разработки позволяет увеличить объемы извлеченного конденсата и оплатить НДПИ единожды, когда газ будет извлечен из недр окончательно. Стоит отметить, что налоговый барьер был не единственной преградой к применению данного метода. Как отмечают Kоротаев Ю.П. и Закиров C.H., основным недостатком сайклинг-процесса являются дополнительные затраты на организацию обратной закачки углеводородного газа. Однако в условиях Крайнего Севера на территориях, отдаленных от Единой системы газоснабжения, строительство инфраструктуры по транспортировке газа представляется экономически менее эффективным, нежели переоборудование нефтепромысла под циклическую эксплуатацию подземного хранилища газа. На выбор того или иного объекта под ПХГ влияет немалое количество основных факторов: геолого-физические условия залегания истощенной залежи, режим первичной ее разработки, физико-химические свойства пластовых флюидов и закачиваемого агента для поддержания пластового давления, сепарация конденсата ПНГ и водоконденсатной эмульсии в центральном пункте сбора и др., которые требуют комплексного подхода к решению проблемы от компьютерного моделирования до проведения дополнительных экспериментальных исследований для уточнения научных основ создания ПХГ в истощенном НКГМ. Во второй главе описана разработанная математическая модель автоматизированной системы управления процессами накопления и рециркуляции углеводородных смесей в ПХГ с учетом и без учета запаздывания управляющих воздействий в системах регулирования и рециркуляции потоков. Целью автоматизации системы управления процессами в ПХГ, сформированных в нефтегазоконденсатных месторождениях, являются обеспечение безопасности функционирования ПХГ и повышение эффективности работы нефтегазодобывающего оборудования при снижении затрат на хранение природного газа. В результате решения поставленных задач была создана комплексная система управления (КСУ) процессами накопления, хранения и отбора попутного нефтяного газа. Структурная схема КСУ представлена на рисунке 1. В рамках проекта КСУ необходима автоматизация всех установок подземного газохранилища. С точки зрения функционального назначения, в созданной комплексной системе необходимо выделить три основные автоматические системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) – рециркуляции попутного газа обратно в пласт после ступенчатого компримирования, включая телемеханику кустов газовых скважин; промысловой подготовки газа для использования на хозяйственные нужды; промысловой подготовки конденсата. 9 Диспетчерский пункт ПХГ АСУ ТП рециркуляции газа АСУ ТП участка промысловой подготовки газа АСУ ТП участка промысловой подготовки конденсата Подсистема экологического мониторинга АСУ пожарной безопасности Рисунок 1 – Обобщенная структура интегрированной системы управления ПХГ Полнофункциональное выполнение расчетных задач, алгоритмов, обеспечение безотказного, надежного и устойчивого режима работы ПХГ обеспечиваются во многом за счет применения точных, стабильных датчиков информации, информационно-измерительных преобразователей, исполнительных механизмов и регуляторов. Очевидно, что конечным результатом является создание «интеллектуального» ПХГ, обеспечивающего оптимизацию режимов работы хранилища, снижение числа ошибок персонала и переход к малолюдной технологии. Рассмотрим классификацию уровней интеллектуализации ПХГ (рисунок 2): Рисунок 2 – Уровни интеллектуализации Уровень I – уровень датчиков и программируемых логических контроллеров. На данном уровне осуществляются непосредственные замеры физико-химических величин, состояния технологического оборудования. 10 Информационный поток данных, поступающий с датчиков информации, обрабатывается автоматизированной системой, сравнивается с эталонной функцией, и на основе этого сравнения выполняется прямое регулирование по выходам или регулирование с обратной связью, осуществляющее корректирующие воздействия по входам системы. Затем от датчиков и приборов информация передается к измерительным преобразователям, обычно выполненным на основе программируемых логических контроллеров (ПЛК), где осуществляется обработка данных, реализуются алгоритмы автоматического управления и регулирования, а также осуществляется ретрансляция данных от приборов на уровень операторов и обратно на исполнительные механизмы. Уровень II – анализирует имеющуюся ситуацию, сравнивает с прогнозными моделями поведения и нацелен на управляющие воздействия. Уровень II ориентирован на диспетчеров и операторов и основан на взаимодействии человека с системой управления и технологическим процессом: АСУ ТП направлены на обеспечение человека достоверной информацией в удобной для него форме для получения дальнейших команд. Наблюдение, оптимизация, моделирование и контроль – вот ключевые компоненты для создания интеллектуального объекта ПХГ уровня II. Уровень III – автоматизированный контроль ПХГ: оптимизация, автоматизация, упреждающее моделирование и эксплуатация. Упреждающее моделирование требует детального исследования особенностей использования порового пространства продуктивного пласта в качестве ПХГ, что позволит комплексно решать задачи, связанные с хранением природного газа и повышением эффективности отбора конденсата из залежи. Наряду с ожидаемыми преимуществами подобных ПХГ необходимо указать на ряд связанных с их созданием дополнительных технических проблем, среди которых главной проблемой являются устойчивое регулирование основных процессов отбора и хранения газа и создание интеллектуального ПХГ уровня III. Эксплуатация ПХГ предполагает три различных варианта: 1) потребление газа происходит пропорционально его накоплению, т.е. объемы закачиваемого газа равны объемам отбираемого газа; 2) объемы закачиваемого газа больше объемов потребляемого. С течением времени могут произойти переполнение подземного резервуара, нарушение герметичности породы и самопроизвольный выход газа на поверхность через образовавшиеся щели (т.н. грифоны); 3) объемы закачиваемого газа меньше объемов потребляемого. ПХГ работает на истощение; постепенно давление опускается ниже давления насыщения конденсата газом, что вызовет выпадение конденсата и его оседание на стенках пор пласта. Для анализа устойчивости функционирования ПХГ целесообразно рассмотреть различные методы регулирования (рисунок 3): по входу (закачка); по выходу (отбор); 11 по обратной связи. Регулирование по потенциалу накопления обеспечит поддержание в заданных пределах изменения давления газа. В случае, если давление будет выше расчетного максимального давления герметичности пласта, то возможно образование грифонов газа. Регулирование по потоку потребления/накопления обеспечивает достижение высокой устойчивости и стабильности регулирования путем установки характеристик потребления/накопления в необходимых пределах. Регулирование по обратной связи возможно в двух режимах: в режиме информационной обратной связи; в режиме вещественной (потоковой) обратной связи. В режиме информационной обратной связи информация с первичных датчиков о потенциале накопления используется для регулирования оборудования, установленного на входе в ПХГ. В режиме вещественной (потоковой) обратной связи обеспечивается рециркуляция газовой фазы и тем самым поддерживается функционирование всей системы. Рисунок 3 Схема регулирования подземного хранилища газа Регулирование по выходу позволит не только превентивно смоделировать возникающие в системе осложнения, но и применить полное или частичное перекрытие потока и перепуск газа на факел для аварийного сброса. Соответственно, от качества регулирования напрямую зависит количество газа, сжигаемого на факеле. Существенным недостатком регулирования по обратной связи по входу являются запаздывание управляющего воздействия во времени и возникновение нежелательных отклонений в различных звеньях регулируемой системы, что приводит к нарушению устойчивости регулирования. 12 Запаздывание в системах с обратной связью рассматривают как многокомпонентное: 1 компонента – информационно-измерительная, связанная с временем измерения и обработки информации; 2 компонента – транспортная задержка, связанная с вещественным потоком; 3 компонента связана с физико-химическими процессами, происходящими в НГКМ, которые обычно не принимались во внимание и рассматривались как некоторая внешняя помеха или погрешность метода. С учетом задержек во времени и наличия нежелательных отклонений для обеспечения требуемой устойчивости управления предпочтительнее использовать регулирование по выходу, а регулирование по входу рассматривать как вспомогательное для обеспечения заданной точности и для предотвращения аварийных ситуаций. Информационно-математическое обеспечение системы позволяет осуществлять поддержание заданных режимов всех объектов и установок ПХГ в автоматическом режиме. В связи с этим предложена математическая модель управления объемами накопления углеводородных смесей в ПХГ. Определим накопленное за время наблюдения T количество углеводородной смеси yn (t) в емкости ПХГ. Будем полагать, что Т существенно превышает время полного цикла рециркуляции газа в ПХГ. Допустим, что yn (t) определяется интегралом от разности между притоком x(t) и потоками отбора xот(t) и потерь xП (t): T yn (t ) y0 x(t ) xот (t ) xП (t ) yn (t ) dt , (1) 0 где yn (t) – изменение объема накопления газа при определенном давлении; y0 – начальное значение объема накопленных углеводородных смесей в ПХГ; – пропорциональное звено отрицательной обратной связи (ООС) рециркулирующих углеводородных газовых смесей, предназначенных для повторного использования в ПХГ. Интегральное уравнение (1) может быть преобразовано в тождественное дифференциальное уравнение следующего вида: dyn (t ) yn (t ) x(t ) xот (t ) xП (t ) . (2) dt Рассмотрим математическую модель функционирования ПХГ с учетом риска возникновения нестабильности и неустойчивости управления процессом накопления углеводородных смесей в ПХГ с рециркуляцией углеводородных смесей, принимая во внимание вероятность задержек в системе рециркуляции. На рисунках 4 и 5 приведены схемы математического моделирования функционирования систем возвратного газоснабжения, основу которых составляет звено с непрерывным накоплением Х (t ) dt , определяющее изменение во времени объема пластовых или накопленных углеводородных 13 смесей yn(t). К входу продуктивного пласта через нагнетательные скважины (рисунок 4) Х (t ) dt подключен выход входного сумматора, состоящего из углеводородной смеси рециркулирующего сжатого попутного нефтяного газа Yвв и дополнительно отобранного попутного нефтяного газа Xва. Перед нами задача определить добытое за определенное время Т количество продукции yn(t), которое находится как интеграл от суммы притока в продуктивный пласт через нагнетательную скважину X(t), задержанного по времени τ потока возвратной газоподготовки Увв и взятых с обратным знаком потоков отбора: T yn (t ) y0 X ва (t ) Yвв (t ) Yвc (t ) Yг (t ) Yн (t ) z Yс (t ) dt . (3) 0 Ун – поток углеводородных смесей; Уг – поток газа на хозяйственное потребление; Увв – поток газа возвратного; Увс – поток воды; Уп – объем начальной пластовой продукции Рисунок 4 – Модель для расчета объемов добытой продукции, возвратной газоподготовки с учетом задержек и добытых углеводородных смесей Аналогично, на рисунке 5 приведена функциональная схема математического моделирования функционирования системы оборотного газоснабжения, основу которой составляет звено с непрерывным накоплением x(t ) dt , определяющее изменение во времени количества 14 накопленного газа yn(t). К входу накопительной емкости ПХГ, т.е. интегратора x(t ) dt , подключен выход N-входного блока суммирования ∑. Рисунок 5 – Функциональная схема для расчета характеристик изменения объема накопленного газа в емкостях ЦПС или ПХГ с учетом задержек в системе оборотного газоснабжения в режиме информационной обратной связи Наша задача определить в режиме с потоковой обратной связью накопленное за время T количество газа yn (t) в ПХГ. yn (t) находится интегралом от суммы потока притока x(t) попутного нефтяного газа, потока рециркуляции yn(t ), задержанного по времени и инвертированного по знаку потока потребления на собственные нужды yг(t) и потока рециркуляции yn(t): T yn (t ) y0 x(t ) yn (t ) yn (t ) yг (t ) dt . (4) 0 Интегральное уравнение (4) преобразуем в дифференциальное уравнение с задержкой следующего вида: dyn (t ) yn (t ) yn (t ) x(t ) yг (t ) . dt тождественное (5) Анализ дифференциального уравнения (5) целесообразно провести для нескольких характерных интервалов изменения коэффициента . Первый интервал выбираем для относительно небольших значений коэффициента , для которых выполняется неравенство: 0 1 / T . (6) В этих условиях решение (5) выражается следующим уравнением: T yn (t ) y0 x(t ) yг (t ) dt . (7) 0 При неизменных во времени значениях потоков x(t), yг(t) объем накопленного ПНГ будет линейно изменяться во времени: yn (t ) y0 x(t ) yг (t ) t . (8) Второй интервал относится к случаю, когда для больших значений коэффициента в цепи положительной обратной связи справедлива оценка: 15 β 1/ T . (9) Наиболее просто аналитическое решение может быть выполнено для двух частных случаев: 1 – в случае отсутствия задержек по времени решение будет иметь вид (7) или (8); 2 – при относительно больших значениях времени задержки , больших значениях времени накопления T уравнение (5) может быть упрощено до следующего вида: dyn (t ) yn (t ) x(t ) yг (t ) . dt (10) Частным решением (10) при равенстве потоков x(t) = yг(t) является релаксационный процесс: y n (t ) y 0 exp t . (11) Третий интервал относится к относительно большим значениям коэффициента , соответствующим глубокой положительной обратной связи. Для этого случая решение уравнения (5) проще всего выполнять численными методами. Полученные нами результаты компьютерного моделирования показывают, что при небольших задержках управление системы устойчивое, а при больших задержках система переходит в режим неустойчивого регулирования. В третьей главе приведены результаты комплекса теоретических и экспериментальных исследований по выявлению особенностей перевода истощенного НГКМ в ПХГ путем осуществления режима смешивающегося вытеснения. Рассматриваются физико-химические процессы, происходящие в НГКМ, которые ранее не принимались во внимание и рассматривались как некоторая внешняя помеха или погрешность метода: гистерезис энергопоглощения на контакте вытесняемого и вытесняющего агентов, термодинамическая неустойчивость условий равновесия в фазовых превращениях в пластовых условиях, которые вносят существенный вклад в уточнение механизма полного отбора углеводородов из областей с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, высокой обводненностью и малой нефтенасыщенной толщиной. Накопленный опыт применения сайклинг-процесса в различных геолого-физических условиях залегания истощенной залежи в зависимости от режима первичной ее разработки, физико-химических свойств пластовых флюидов и закачиваемого агента для поддержания пластового давления потребовал уточнения научных основ создания ПХГ в истощенном НКГМ, предусматривающего возврат в пласт газа. В связи с этим подвергли тщательному изучению эффективность отбора остаточных запасов истощенного НГКМ в зависимости от характера неоднородности залежи. Кроме того, необходимо было рассмотреть вопрос влияния давления и свойств пласта на испаряемость конденсата в газовую фазу. При этом метод отбора остаточного конденсата в режиме смешиваемости с попутным нефтяным газом представляется наиболее перспективным. 16 Лабораторные исследования по выявлению особенностей перевода истощенного нефтегазоконденсатного месторождения в объект подземного хранения газа проведены с использованием комплекса компьютеризированного экспериментального оборудования для визуального наблюдения за фазовыми превращениями в ПХГ. На рисунке 6 (а, б, в) показана динамика смешивания остаточного конденсата с закачиваемым газом при поддержании пластового давления. Понижение давления вызывает обратные процессы ретроградной конденсации с образованием конденсатных четок в пласте. На основе большого объема лабораторных исследований установлено, что а) осуществление многократно повторяющегося перехода газонефтяной смеси в ретроградную область и обратно позволяет достигать эффекта смешиваемости газа с конденсатом из областей с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, высокой обводненностью и малой продуктивной толщиной. Для выяснения возможных изменений б) условий фазовых превращений, связанных с продолжительностью хранения газа в ПХГ, исследовали влияние неоднородности коллектора на физико-химические характеристики отбираемой скважинной продукции. При этом установлено, что физико-химические в) характеристики отбираемой скважинной Рисунок 6 Динамика продукции при соблюдении условий смешивания газа поддержания пластового давления не зависят от и конденсата неоднородности пласта. при повышении давления В то же время большой интерес на контакте жидких представляет определение остаточной водои газообразных насыщенности и других форм связанной воды в углеводородов продуктивном пласте при осуществлении отбора в режиме смешиваемости, потому как водонасыщенность зависит как от смачиваемости пород, так и от интенсивности капиллярных процессов в пласте. Согласно клаccификации вoды в горных породах Р.И. Злочевской (1988), вода в горных породах может содержаться в трех формах: связанной, пленочной и свободной, и каждая из них вносит свой вклад в неустойчивость условий равновесия в фазовых превращениях в пластовых условиях. На основе лабораторных исследований установлено, что немаловажное значение имеет учет остаточной водонасыщенности и других форм связанной воды в продуктивном пласте для 17 расчета условий равновесия в фазовых превращениях в пластовых условиях (патент № 040845). При создании подземного хранилища газа в истощенном нефтегазоконденсатном месторождении с подстилающей водой или с закачиванием воды в водоносную зону для поддержания пластового давления существует нефтегазоводяной контакт, естественным следствием которого являются растворение газа и конденсата в подстилающей пластовой воде и образование стойких водоконденсатных эмульсий в скважинной продукции. С целью эффективного разрушения отобранной водоконденсатной эмульсии для предварительного обезвоживания на кусте скважин рекомендуется использовать малогабаритную установку воздействия электромагнитным излучением (ЭМИ), контролируемым методом электронного болометра. Результаты воздействия электромагнитным излучением на водоконденсатную эмульсию рекомбинированного конденсата Ярейюского месторождения в лабораторных условиях представлены на рисунке 7. б) а) Рисунок 7 – Полученные через оптический микроскоп фотографии водоконденсатной эмульсии до (а) и после (б) воздействия трехкомпонентным RGB источником ЭМИ с диапазоном частот (4,0...7,5)∙1014 Гц в малогабаритной установке центрального пункта сбора скважинной продукции Из сравнения рисунков 7, а и 7, б видно, что основным результатом воздействия ЭМИ является коалесценция глобул воды, что позволит производить более эффективное обезвоживание скважинной продукции в центральном пункте сбора. В четвертой главе с использованием результатов компьютерного моделирования автоматизированных систем управления процессами накопления углеводородных смесей в ПХГ с учетом и без учета запаздывания управляющих воздействий в системах регулирования и рециркуляции потоков и с учетом результатов выявленных особенностей, установленных зависимостей и обнаруженных явлений при теоретических и экспериментальных исследованиях перевода истощенного нефтегазоконденсатного месторождения в объект подземного хранения газа обоснованы рекомендации по созданию подземного хранилища газа в истощенном газоконденсатном месторождении на примере Ярейюского НГКМ. 18 Месторождение входит в состав Ярейюского нефтегазоносного района Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Ближайшими месторождениями нефти и газа, расположенными в северной части Колвинского мегавала, являются Южно-Хыльчуюское, расположенное от него в 10 км к северу; Хыльчуюское, расположенное в 20 км к северу; СевероХарьягинское, расположенное в 37 км к юго-востоку; Харьягинское, расположенное в 65 км к юго-востоку. Снабжение создаваемого хранилища электро- и тепловой энергией предусматривается осуществлять за счет утилизации попутного газа при добыче нефти из Южно-Хыльчуюского месторождения. Состав попутного газа по всем залежам месторождения Южное Хыльчую практически одинаков и характеризуется относительно высоким содержанием метана (86,5…90,7 %), азота (4,4…6,6 %), повышенным содержанием С6+ (1,2…3,1 %). Содержание этана (1,4…2,0 %) и гелия (0,013…0,020 %) значительно ниже минимального промышленного значения. Удельный вес конденсата уменьшается вверх по разрезу от 0,724 до 0,699 г/см3. Пермско-нижнетриасовый нефтегазоносный комплекс включает терригенные образования кунгурского яруса (рисунок 8). Средняя толщина составляет 745 м. Комплекс сложен неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Коллекторы представлены серыми с различными оттенками разнозернистыми полимиктовыми кварцевополевошпатовыми песчаниками и алевролитами пористостью от 13 % до 23 %, проницаемостью от долей единиц до 0,148 мкм2. По кровле и подошве коллекторов пласта Т1-I Ярейюская структура представляет собой почти изометричной формы поднятие практически меридионального простирания. Западное и восточное крылья несколько Рисунок 8 – Геологический профиль круче северного и южного. По пермско-нижнетриасовых отложений типу залежь пластовая, сводовая, литологически огра- 19 ниченная в восточной присводовой части. Наивысшая отметка в своде залежи минус 1402 м. Газоводяной контакт принят на отметке минус 1484 м. Высота залежи 82 м. Проведенный анализ коллекторских свойств пород, а также толщины и состава пород покрышек позволил выбрать для создания стратегического подземного хранилища по утилизации попутного нефтяного газа газоконденсатную залежь Т1-I месторождения Ярейю. Утвержденные собственные запасы газа нефтегазоконденсатного месторождения Ярейю составляют: категория С1: свободный газ 4731 млн м3, «сухой» газ 4631 млн м3; категория С2: свободный газ 9483 млн м3, «сухой» газ 9284 млн м3. Утвержденные запасы конденсата Ярейюского месторождения составляют: категория С1: балансовые 178 тыс. т, извлекаемые 116 тыс. т; категория С2: балансовые 359 тыс. т, извлекаемые 233 тыс. т. Залежь Т1-II используется в качестве контрольного горизонта. Показания уровня в наблюдательной скважине данного пласта будут соответствовать уровню пьезометрической поверхности данного пласта. Повышение уровня в наблюдательной скважине будет свидетельствовать о разгерметизации, т.е. промышленной и экологической небезопасности объекта хранения. Согласно результатам, представленным выше, при создании ПХГ в истощенном газоконденсатном месторождении целесообразно применять обратную закачку в пласт добытого газа (сайклинг-процесс). Результаты математического и экспериментального моделирования давления смешиваемости закачиваемого газа и рекомбинированного конденсата Ярейюского НГКМ представлены в таблице 1. Таблица 1 Результаты моделирования давления смешиваемости аналитическим способом, на керновом материале и на визуальной модели Давление смешиваемости, МПа, полученное различными методами аналитическим на керновом материале на визуальной модели 18,81 16,00 15,60 Погрешность экспериментальных данных составляет ± 0,3 МПа. В связи с многократно повторяющимся переходом газонефтяной смеси в ретроградную область и обратно коэффициент конденсатоотдачи при таком давлении достигает 92 %. Расхождение величин давления смешиваемости, определенных экспериментально и аналитически, скорее всего, связано с использованием в математической модели большого количества эмпирических коэффициентов и номограмм. Проведенные нами исследования и расчеты показали, что для достижения максимальной эффективности подготовки ПХГ в истощенном НГКМ путем обеспечения многократно повторяющегося перехода газонефтяной смеси в ретроградную область и обратно с дополнительным 20 отбором капиллярно-удержанного конденсата при рециркуляции углеводородных смесей в ПХГ необходимо пластовое давление в газоконденсатной залежи Т1-I Ярейюского месторождения поддерживать на уровне 16 МПа. Основным процессом, обеспечивающим возможность закачки попутного нефтяного газа в продуктивный пласт месторождения Ярейю, является его компримирование от 0,6 до 16,0 МПа. Очевидно, что осуществить его в одну ступень невозможно и будет применена трехступенчатая схема компримирования с промежуточным охлаждением. С целью предотвращения выпадения жидкой фазы в промежуточных холодильниках и образования газогидратов перед компримированием проводится разрушение водоконденсатной эмульсии, для чего предполагается перед центральным пунктом сбора использовать малогабаритную установку, оснащенную искусственным RGB источником электромагнитного излучения с частотой излучения в диапазоне (4,0…7,5)·1014 Гц различных диаграмм направленности, контролируемого методом электронного болометра. Данный метод обеспечивает экологически безопасное разрушение отбираемой водонефтяной эмульсии с возможностью последующей сепарации воды в центральном пункте сбора скважинной продукции. Используя математическую модель, описанную в главе 2, определили динамику накопления газа и извлечения конденсата с прогнозом на 20 лет. Как видно из наших исследований, метод рециркуляции газа с остановкой на хранение является наиболее рентабельным методом эксплуатации Ярейюского ПХГ. Более того, используя данную технологию, можно добиться полного отбора конденсата за первые три цикла рециркуляции. Технологическая схема рециркуляции газа Ярейюского месторождения в ПХГ представлена на рисунке 9. Условные обозначения: ВХ – воздушный холодильник; С-1 – сепаратор; К – компрессор; ЭМИ – малогабаритная установка электромагнитного воздействия на водоконденсатную эмульсию; АВО – аппарат воздушного охлаждения Рисунок 9 Технологическая схема подготовки и рециркуляции нефтяного газа 21 Рассматривая интеллектуализацию Ярейюского ПХГ, а также используя математические и компьютерные методы моделирования с прогнозированием на 20 лет вперед, описанные в главе 2, проведена оценка устойчивости регулирования системы при рециркуляции. Результаты проведенных исследований представлены на рисунке 10 по годам. а) задержка τ = 0,8 года б) задержка τ = 3,2 года Рисунок 10 – Устойчивость регулирования системы при проведении рециркуляции с задержкой τ Задержка τ = 0,8 года. Устойчивое регулирование. После любого возмущения система возвращается в исходное состояние приблизительно по релаксационному закону. При данной задержке заметно ускоряется процесс возврата системы в исходное состояние (рисунок 10, а). Задержка τ = 3,2 года. Неустойчивое регулирование. После любого возмущения система переходит в колебательный режим. При данной задержке невозможен возврат системы в исходное состояние (рисунок 10, б). В соответствии с проведенными исследованиями рекомендуется производить регулирование накоплением газа в ПХГ с относительно небольшими задержками во времени управляющих воздействий. В этом случае будут обеспечены устойчивость и надежность комплексной системы автоматического управления эксплуатацией ПХГ. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. На основе компьютерного моделирования процесса управления накоплением газа в ПХГ разработана автоматизированная система управления с информационной обратной связью с учетом и без учета запаздывания управляющего воздействия. Использование комплексного системного подхода к регулированию позволит выровнять поток потребления, оптимизировать пластовые потери, повысить экологическую и 22 промышленную безопасность и общую устойчивость функционирования подземного газохранилища. 2. Выполнен комплекс теоретических и экспериментальных исследований по выявлению особенностей перевода истощенного НГКМ в ПХГ. Установлено, что немаловажное значение имеет учет остаточной водонасыщенности и других форм связанной воды в продуктивном пласте для расчета условий равновесия в фазовых превращениях в пластовых условиях. 3. Впервые обнаружено проявление эффекта гистерезиса при регулировании давления вытеснения от значения давления насыщения конденсата газом до 1,3…1,5 от значения гидростатического давления, что объясняется энергопоглощением в переходной зоне, несмотря на то что природные процессы в то же время отличаются инерционностью. Кроме того, установлено, что одной из причин проявления эффекта гистерезиса является наличие водоконденсатных эмульсий. 4. Установлено, что при подготовке объекта ПХГ в истощенном газоконденсатном месторождении осуществление многократно повторяющегося перехода газонефтяной смеси в ретроградную область и обратно позволяет достигать эффекта полного отбора углеводородов из областей с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, высокой обводненностью и малой продуктивной толщиной. 5. Впервые предложено при сепарации пластового флюида в центральном пункте сбора для предварительного обезвоживания скважинной продукции использовать малогабаритную установку электромагнитного излучения определенного диапазона частот. 6. Обоснованы рекомендации по созданию подземного хранилища газа в истощенном газоконденсатном месторождении на примере Ярейюского НГКМ. Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах: Ведущие рецензируемые научные журналы 1. Хиразов, Э. Р. Образование микрозародышей при реализации режима смешивающегося вытеснения [Текст] / Э. Р. Хиразов, К. Ш. Ямалетдинова, С. С. Гоц, Р. Н. Гимаев, А. А. Ямалетдинова // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. 2008. Вып. 4 (74). С. 5-12. 2. Yamaletdinova, A. A. Quantitative Assessment of Technological Unit Explosion in Petrochemical Production [Электронный ресурс] / A. A. Yamaletdinova, A. M. Bondaruk, M. R. Gimaev, A. F. Mukhametzyanova // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2010. – URL: http:/www.ogbus.ru/eng/authors/Bondaruk/Bondaruk_1.pdf. 3. Гуськов, С. А. Надежность инструмента экологически чистой доставки реагентов и энергетических импульсов в призабойную зону скважин для разрушения водонефтяной эмульсии в пластовых условиях Текст / 23 С. А. Гуськов, Д. С. Пыхов, С. И. Пыхов, А. А. Ямалетдинова // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. 2012. Вып. 3 (89). С. 39-45. 4. Ямалетдинова, А. А. Исследование эффективности воздействия электромагнитного излучения в видимой части оптического диапазона длин волн на водонефтяную эмульсию [Текст] / А. А. Ямалетдинова, Д. С. Пыхов, А. Г. Гумеров, С. С. Гоц, К. Ш. Ямалетдинова // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. 2013. Вып. 2 (92). С. 25-34. Патенты и положительные решения на выдачу патента 5. Пат. на полезную модель 118703 Российская Федерация, МПК F 16 F 9/50, F 16 F 9/10. Устройство для регулирования энергии поглощения [Текст] / Мухаметзянова А. Ф., Гоц С. С., Ямалетдинова К. Ш., Ямалетдинова А. А., Кузнецов Д. Ю.; патентообладатель Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Башкирский государственный университет» (БашГУ) (RU). № 2011144183/11; заявл. 02.11.2011; опубл. 27.07.2012, Бюл. № 21. 6. Положительное решение на выдачу патента на изобретение «Способ разработки нефтяных месторождений» [Текст] / Ямалетдинова К. Ш., Гоц С. С., Янгуразова З. А., Андреев В. Е., Ямалетдинова Г. Ф., Нурутдинов А. А., Зайнуллин Ф. А., Ямалетдинова А. А.; заявитель Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Башкирский государственный университет» (БашГУ) (RU). № 2012113453/03(020432); заявл. 06.04.2012; опубл. 06.06.2013. 7. Положительное решение на выдачу патента на изобретение «Способ определения остаточной водонасыщенности и других форм связанной воды в керновом материале» [Текст] / Сушко Б. К., Ямалетдинова К. Ш., Ямалетдинова А. А., Гоц С. С., Мухаметзянова А. Ф., Сушко Г. Б; заявитель Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Башкирский государственный университет» (БашГУ) (RU). № 201226465/28(040845); заявл. 25.06.2012; опубл. 17.07.2013. Прочие печатные издания 8. Пыхов, Д. С. Исследование фазовых превращений двухфазных смесей нефти и газа в пластовых условиях с позиции нанофизики нефти [Текст] / Д. С. Пыхов, А. А. Ямалетдинова, М. С. Судницын // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. Девятой Всеросс. научн.практ. конф. 21 октября 2009 г. Уфа, 2009. С. 73-74. 9. Ямалетдинова, А. А. Капиллярная конденсация компонентов газовой фазы в нефтяную при смешивающемся вытеснении Текст / 24 А. А. Ямалетдинова, Д. С. Пыхов, С. С. Гоц // Cб. тез. Второй Междунар. студенческой научн.-практ. конф. 6-7 декабря 2010 г. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2010. С. 5-6. 10. Ямалетдинова, А. А. Моделирование фазовых превращений природных углеводородных смесей в процессе создания и циклической эксплуатации ПХГ в истощенных месторождениях [Текст] / А. А. Ямалетдинова, Г. Е. Коробков // Трубопроводный транспорт 2011: матер. VII Междунар. учебн.-научн.-практ. конф. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011. – С. 122. 11. Yamaletdinova, A. A. Natural Hydrocarbons Mixtures Phase Transformations in Underground Gas Storages Built on the Basis of the Depleted Fields Cyclic Storage Operation [Теxt] / A. A. Yamaletdinova, G. E. Korobkov // Oil and Gas Horizons: Book of Abstracts of the Third International Student Scientific and Practical Conference 14-15 November 2011. – Moscow: Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2011. – P. 55. 12. Yamaletdinova, A. A. Simulation of Natural Hydrocarbon Phase Transformations in APG Re-injected Field Conditions Теxt / A. A. Yamaletdinova, D. S. Pyhov, S. S. Ghots // Labors of the Scientific Practical Conference of 8-th International Youth Oil and Gas Forum. – Almaty: KazNTU, 2011. – P. 77-78. 13. Ямалетдинова, А. А. Underground Gas Storage Built in the Depleted Oilfields Operating Features [Теxt] / А. А. Ямалетдинова // Экологические проблемы нефтедобычи: сб. тез. Междунар. молодежной конф. 02-08 сентября 2012 г. Уфа: РИЦ БашГУ, 2012. С. 68-69. 14. Ямалетдинова, А. А. Особенности создания подземных хранилищ газа в истощенном месторождении [Текст] / А. А. Ямалетдинова, Г. Е. Коробков // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.практ. конф. 23 мая 2012 г. – Уфа, 2012. – С. 90-94. 15. Сушко, Б. К. Способ определения остаточной водонасыщенности и других форм связанной воды в материале керна [Текст] / Б. К. Сушко, К. Ш. Ямалетдинова, А. А. Ямалетдинова, С. С. Гоц, Г. Б. Сушко, А. Ф. Мухаметзянова // Экологические проблемы нефтедобычи: сб. матер. Междунар. молодежной конф. 02-08 сентября 2012 г. Уфа: РИЦ БашГУ, 2012. С. 146-148. 16. Хакимов, Р. М. Экспериментальные исследования микропроцессов на капиллярной модели двухслойной пористой среды [Текст] / Р. М. Хакимов, А. А. Ямалетдинова, К. Ш. Ямалетдинова, Д. Р. Халимов // Экологические проблемы нефтедобычи: сб. матер. Междунар. молодежной конф. 02-08 сентября 2012 г. Уфа: РИЦ БашГУ, 2012. С. 159-165. 17. Yamaletdinova, A. A. Underground Gas Storage Built in the Depleted Oilfields Operating Features [Теxt] / A. A. Yamaletdinova // International Youth Scientific Conference SPE «East Meets West» 24-27 April 2012. Krakow, 2012. – P. 36-37. 25 18. Ямалетдинова, А. А. «Интеллектуализация» подземного хранилища газа как инструмент обеспечения устойчивого, безотказного и экологичного режима работы [Текст] / А. А. Ямалетдинова, А. Г. Гумеров, С. С. Гоц, К. Ш. Ямалетдинова // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. 23 октября 2013 г. – Уфа, 2013. – С. 299-300. Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 2013. Усл. печ. 1,26 л. Бумага писчая. Тираж 100 экз. Заказ № . Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.
