Подано класифікацію родовищ газу і нафти та свердловин для їхньої розробки. Наведено фізико-хімічні і теплофізичні властивості природних газів. Описано конструкцію, обладнання і методи дослідження газових і газоконденсатних свердловин. Розкрито процеси фільтрації газу в пласті та руху в стовбурі свердловин і промислових газопроводах. Висвітлено методики прогнозування видобутку газу і конденсату з родовищ за різних режимів їхньої розробки та технологічних режимів експлуатації свердловин. Охарактеризовано методи підвищення газо- і конденсатовилучення з родовищ і боротьби з ускладненнями під час експлуатації свердловин. Розглянуто питання збору, промислової підготовки, транспортування і підземного зберігання газу.

Охарактеризовано особливості обводнення газових свердловин на багатопластових родовищах та обгрунтовано доцільність експлуатації обводнених свердловин зі спільним відбиранням газу і води. Розглянуто газліфтний спосіб експлуатації обводнених газових свердловин. З використанням запропонованої авторами розрахункової методики виконано для умов модельної обводненої газової свердловини за постійних значень гирлового тиску і діаметра насосно-компресорних труб (НКТ) дослідження впливу на дебіт газу, що припливає із пласта, і вибійний тиск водного фактора, глибини розміщення газліфтного клапана на НКТ і витрати газліфтного газу. Встановлено закономірності зміни дебіта пластового газу і вибійного тиску із збільшенням витрати газліфтного газу, які однакові для всіх досліджених значень водного фактора. Вибійний тиск спочатку зменшується і досягає мінімуму, надалі зростає. Дебіт пластового газу спочатку зростає і після досягнення максимуму зменшується. із збільшенням водного фактора зростає вибійний тиск і зменшується дебіт пластового газу і тим більше, чим на меншій глибині розміщений газліфтний клапан. Із збільшенням глибини розміщення газліфтного клапана зменшується вибійний тиск і зростає дебіт пластового газу і тим інтенсивніше, чим більший водний фактор. За результатами статистичної обробки розрахункових даних встановлена раціональна глибина розміщення газліфтного клапана на НКТ для різних значень водного фактора, вище якої дебіт пластового газу і вибійний тиск змінюється мало. Із збільшенням водного фактора раціональна глибина розміщення газліфтного клапана на НКТ зростає.

Purpose. Development of a technique for the numerical study on the decomposition of gas hydrate plugs in deep-water pipelines under microwave radiation using a coaxial source. Theoretical efficiency evaluation of using such an impact to unblock the pipelines. Methodology. Mathematical modeling and computational experiment. Findings. An original mathematical model is proposed to describe heat transfer processes during the decomposition of gas hydrates in a pipeline under the action of heat sources distributed over the volume. The non-stationary problem of heat transfer was considered in a one-dimensional formulation. An algorithm for numerical computation is proposed. A mathematical expression is obtained for distributed heat sources generated by the microwave radiation from a coaxially located SHF antenna. Parametric numerical studies on temperature fields and decomposition dynamics of a gas hydrate plug are performed for specified parameters of pipe and microwave radiation power. The boundaries of the decomposition area and the dynamics of change in this area are determined. The decomposition time of a gas hydrate plug with a diameter of 0,3 m was determined using a 300 W microwave source. The complete decomposition took approximately 40 hours. Originality. The task of thermal decomposition of a cylindrical gas hydrate plug in a pipeline due to microwave heating using a coaxial microwave power source has been considered for the first time. The process is viewed as a sequence of several stages: heating, heating and decomposition, decomposition after complete heating of the gas hydrate layer. To model the volumetric dissociation of gas hydrate, it was proposed to use special functions that characterize the amount of decomposed gas hydrate. The introduction of such functions makes it possible to construct an efficient computational algorithm taking into account the action of volumetric sources in the decomposition area. The known models mainly consider only surface thermal effect or microwave impact on gas hydrate in porous mediums. The presented model allows describing the decomposition during volumetric heating of a solid hydrate adequately. Practical value. Blocking plugs may occur due to hydrate formation when transporting gas through deep-water pipelines or through pipelines in cold environments. The elimination of such complications is a complex technical task. In particular, a special source of microwave radiation, which was proposed by the authors in previous works, can be used to unblock the pipeline. The device that makes the microwave radiation is located along the pipe axis. The results of this work allow us to evaluate the effectiveness of the microwave method for eliminating the gas hydrate plug. The mathematical model and computational method can be used in the development of appropriate technologies using a coaxial microwave heating source.

На сучасному етапі геологічних досліджень з метою пошуку родовищ нафти і газу актуальним завданням є оцінка тріщинуватості порід-колекторів з використанням математичних моделей. Перспективним методом оцінки тріщинуватості порід-колекторів є аналіз напружено-деформованого стану піщано-алевритовій товщі шляхом скінченно-елементного моделювання тектонофізичних процесів, що відбуваються в її межах. Обгрунтування і основні підходи до тектонофізичного моделювання даної товщі з метою оцінки тріщинуватості перспективних на нафту і газ відкладів були розроблені в попередніх наших дослідженнях. На першому етапі досліджень була розроблена модель для оцінки напружено-деформованого стану симетричної антикліналі. Але через характерні для родовищ Внутрішньої зони Передкарпатського прогину складні форми перегинів пластів така спрощена модель не може бути якісно застосована. На другому етапі удосконалено та апробовано тектонофізичну модель на таких раніше досліджених родовищах Внутрішньої зони Передкарпатського прогину, як Південно-Гвіздецьке та Старосамбірське. Результати апробації довели можливість на третьому етапі за допомогою розробленої нами моделі досліджувати на тектонічну тріщинуватість досить складні нафтогазоперспективні структури. Об'єктами досліджень вибрано такі перспективні родовища Внутрішньої зони Передкарпатського прогину, як Кричківський блок Південносливкінської площі, Ангелівська структура та площа Північна Опака. За результатами досліджень уточнено місця розташування пошукових свердловин. Аналіз отриманих результатів свідчить про можливість використання запропонованої моделі для експрес-оцінки зон підвищеної тріщинуватості реальних прогинів пластів.

Індекс рубрикатора НБУВ: И362

Рубрики:

Розробка газових і газоконденсатних родовищ

Шифр НБУВ: Ж25772 Пошук видання у каталогах НБУВ 

Індекс рубрикатора НБУВ: И362

Рубрики:

Розробка газових і газоконденсатних родовищ

Шифр НБУВ: Ж25772 Пошук видання у каталогах НБУВ 

Отримані нові знання з динаміки розчинів полімерів у модельних умовах течії крізь сопла гідроперфоратора, які формують високошвидкісний струмінь, стали основним науковим підгрунтям для обгрунтування водополімерного способу гідроперфорації свердловин нафти і газу. Дослідження реакції розчинів полімерів на гідродинамічний вплив з розтягом дозволило сформулювати структурну концепцію, "спільним знаменником" якої є сильний деформаційний вплив гідродинамічного поля з розтягом на макромолекулярні клубки, що, за теорією нерівноважної термодинаміки, повинно породжувати прояв своєрідної гумоподібноївисокоеластичності. Вивчено особливості гідродинамічної поведінки водних розчинів полімеру при течії в модельних умовах струменеформуючих сопел гідроперфоратора. Фотографії картин течії водного розчину поліетиленоксиду у вхідній ділянці сопла, отримані у схрещених поляроїдах, свідчать про локалізацію подвійної променезаломлюючої зони поблизу осі потоку. Експериментально доведено можливість переходу в сильно розгорнутий стан клубків макромолекул поліетиленоксиду в умовах вхідної ділянки сопла гідроперфоратора. Відношення виміряного подвійного променезаломлювання до гранично можливого сягає 0,35 - 0,46, що відповідає 60 - 70 % ступеня розгорнутості макромолекулярних клубків. З'ясовано механізм перфорації свердловин нафти і газу високошвидкісним струменем водного розчину полімеру. Доведено, що механізм високої ріжучої здатності високошвидкісного струменя водного розчину полімеру полягає в руйнівній дії динамічного тиску водополімерного струменя, "армованого" сильно розгорнутими макромолекулярними ланцюгами у вхідних ділянках сопел гідроперфоратора під дією розтягуючої течії. Експериментальна апробація запропонованого способу перфорації нафтогазових свердловин високошвидкісним струменем водного розчину поліетиленоксиду підтвердила практичну і економічну доцільність його використання.

Розглянуто особливості завершальної стадії розробки газових покладів. Охарактеризовано відомі методи підвищення газовилучення із виснажених газових покладів. Запропоновано новий підхід до вирішення проблеми підвищення ефективності дорозробки виснажених газових покладів, який включає аналітичне і техніко-технологічне обгрунтування методів мінімізації значень кінцевого пластового тиску в зоні дренування видобувних свердловин, технології видобутку залишкового газу із слабкодренованих, низькопроникних ділянок покладу; технології витіснення залишкового газу з виснажених газових покладів нагнітанням невуглеводневих газів, зокрема азоту; технології регулювання процесу дорозробки виснажених газових покладів у водонапірному режимі шляхом активного впливу на переміщення газоводяного контакту і видобутку защемленого газу з обводнених зон. Відповідно до результатів досліджень встановлено, що для мінімізації значень кінцевого пластового тиску і для підвищення кінцевого газовилучення з покладів необхідно зменшити тиск на вході в установку комплексної підготовки газу (УКПГ) і втрати тиску під час руху газу в привибійній зоні, стовбурі і викидних лініях свердловин; на покладах з макронеоднорідними колекторами потрібно використовувати комбіновану систему розміщення вертикальних, похилоскерованих і горизонтальних свердловин з проведенням поінтервальних гідророзривів по довжині горизонтального стовбура; для отримання високих технологічних показників дорозробки виснажених газових покладів у водонапірному режимі необхідно забезпечити вирівнювання положення фронту води, а також вилучити частину защемленого газу з обводнених зон шляхом запомповування азоту у приконтурні свердловини, розміщені в зонах активного надходження пластової води в поклад. Щоб запобігти прориву азоту в газонасичену частину покладу і до видобувних свердловин необхідно періодично запомповувати у нагнітальні свердловини певні об'єми води, водних розчинів поверхнево-активних речовин і водних суспензій різних речовин. Використання запропонованих розробок дозволить підвищити поточний видобуток газу із виснажених покладів і кінцевий коефіцієнт газовилучення.

Екологічна проблема на сьогодні є вкрай гостро вираженою у зв'язку з неефективним використанням енергетичних ресурсів. Питання врегулювання екологічних проблем неодноразово піднімалися світовою спільнотою, що усвідомлює можливі наслідки для людського існування. Зменшити навантаження на навколишнє середовище можна шляхом застосування на великих енергоємних підприємствах, що працюють на викопному паливі, технологій уловлювання діоксиду вуглецю. Повномасштабне впровадження таких технологій вже розпочато в США, Канаді та багатьох країнах Європи. Уловлений діоксид вуглецю утилізується у виснажених нафтогазових покладах, водоносних горизонтах, вугільних пластах, океанах тощо. Варто зазначити, що використання діоксиду вуглецю для підвищення вуглеводневилучення виснажених нафтогазових родовищ характеризується підтвердженою ефективністю. Закачування техногенного діоксиду вуглецю в продуктивні поклади за різними технологічними схемами дає змогу підвищити кінцеві коефіцієнти вуглеводне вилучення та зменшити навантаження на навколишнє середовище. Реалізація таких проєктів вимагає пошуку шляхів транспортування техногенного діоксиду вуглецю до місця його утилізації. Діоксид вуглецю можна транспортувати трубопроводами, автомобільним, залізничним та морським транспортом тощо. Метод транспортування діоксиду вуглецю залежить виключно від відстаней та об'ємів транспортування. Зважаючи на те, що на більшості виснажених родовищ вуглеводнів вже впроваджувалися вторинні технології розробки, існуючу інфраструктуру можна використати в рамках процесу декарбонізації енергетичного сектору України. В даному випадку діоксид вуглецю є корисним продуктом, а реалізація такого роду проєктів дозволить значно знизити вартість модернізації енергоємних підприємств та зменшити рівень шкідливих викидів в атмосферу.

З використанням основних інструментів гідродинамічного моделювання досліджено процес нагнітання діоксиду вуглецю в поклад на межі початкового газоводяного контакту з метою сповільнення надходження пластової води в газонасичені горизонти. Розрахунки проведено для різних значень тривалості періоду нагнітання діоксиду вуглецю (12, 14, 16, 18, 21, 24 місяці). За результатами проведених досліджень встановлено, що завдяки впровадженню технології нагнітання діоксиду вуглецю забезпечується підтри-мання пластового тиску в покладі на значно вищому рівні порівняно з розробкою на виснаження. Результати моделювання свідчать, що зі збільшенням тривалості періоду нагнітання діоксиду вуглецю зменшується тривалість періоду експлуатації видобувних свердловин до моменту його прориву у видобувні свердловини. На основі результатів проведених досліджень встановлено залежність накопиченого видобутку вуглеводнів від тривалості періоду нагнітання діоксиду вуглецю в продуктивний поклад. При збільшенні тривалості періоду нагнітання невуглеводневого газу зменшується накопичений видобутку газу та конденсату, а також різко скорочуються об'єми видобутку пластової води. Результати проведених досліджень свідчать про високу технологічну ефективність використання діоксиду вуглецю як агенту нагнітання для регулювання процесу надходження пластової води в продуктивні поклади. За результатами проведених досліджень визначено оптимальне значення тривалості періоду нагнітання діоксиду вуглецю в поклад, яке на момент його прориву до ряду видобувних свердловин становить 16,3 місяців. Коефіцієнт вилучення газу для наведеного значення тривалості періоду нагнітання становить 61,98 %. Результати проведених досліджень свідчать про високу технологічну ефективність нагнітання діоксиду вуглецю в поклади, що розробляються в умовах прояву водонапірного режиму з метою регулювання процесу обводнення продуктивних покладів та підвищення кінцевого їх вуглеводневилучення.

Розглянуто варіант розв’язання актуальної задачі вимірювання вологості природного газу, яка є однією з найважливіших задач оцінювання його якісних характеристик під час видобування, переробки та транспортування. Проаналізовано існуючі прилади та методи вимірювання вологості природного газу, обгрунтовано вибір хвилеводного НВЧ методу даного вимірювання, представлено результати розроблення засобу вимірювання вологості природного газу. Ророблено інженерну методику проєктування НВЧ засобу вимірювання вологості газу, виготовлено експериментальний зразок даного засобу.

Розглянуто негативні наслідки винесення піску із пласта і методи запобігання утворенню піщаних корків на вибої свердловин. Проведено експериментальні дослідження швидкості винесення твердої фази із лабораторної моделі свердловини газовим потоком і пінними системами. За результатами дослідження на моделі свердловини визначено мінімально необхідні швидкості руху газового потоку для винесення частинок піску різного діаметра. Одержано регресійну залежність для оцінки необхідної швидкості руху газового потоку для винесення частинок піску різного діаметра. За результатами експериментальних досліджень підібрано склад піни, визначено оптимальні значення концентрацій пінотворних ПАР і стабілізаторів у водних розчинах для отримання стійких пін, які можуть бути використані для промивання піщаного корка на вибоях свердловин на виснажених газових і газоконденсатних родовищах. Експериментально оцінено швидкості руху потоку піни з додаванням і без додавання стабілізатора піни для винесення з вибою модельної свердловини частинок твердої фази різного діаметра. Обгрунтовано два склади водних розчинів пінотворних ПАР і стабілізатора піни для промивання піщаних корків на вибої і винесення з вибою частинок твердої фази у процесі експлуатації свердловин. Розроблено склад тампонажного розчину для створення у привибійній зоні свердловини міцного газопроникного каменю. Встановлено оптимальне значення вмісту спученого перліту у розчині, за якого забезпечуються відповідні значення міцності на стискування і проникності для газу цементного каменю. Теоретично встановлено вплив розміру і проникності гравійної набивки у привибійній зоні на продуктивну характеристику свердловини. За результатами виконаних досліджень обгрунтовано оптимальні значення товщини і проникності гравійної набивки у привибійній зоні свердловини з нестійкими колекторами, за яких запобігається винесенню піску із пласта у свердловину. Розроблено удосконалену технологію інтенсифікації роботи свердловини з нестійкими колекторами.

Моделювання умов взаємодії елементів транспортно-технологічної системи "шахтний газопровід-гірнича виробка" (ШГ-ГВ) для визначення особливостей руху метаноповітряної суміші в шахтних дегазаційних трубопроводах та напрямів зниження їх гідравлічного опору й підвищення пропускної здатності є актуальною темою на даний час. Для досягнення поставленої мети необхідно провести експертну оцінку технічного стану шахтних дегазаційних газопроводів, споруджених в пластових підземних виробках, з породами підошви, схильними до здимання, та існуючих підходів щодо визначення показників руху метаноповітряної суміші (МПС). За результатами діагностики технічного стану шахтних газопроводів та досліджень особливостей їх експлуатації в криволінійних гірничих виробках було встановлено, що в місцях фланцевих з'єднань ланцюгів трубопроводу під впливом деформацій гірського масиву утворюються прогини трубопроводу, скупчення води, механічні відкладення вугільного і породного пилу та корозія внутрішніх стінок металевих труб. Отримані фактичні данні про умови взаємодії елементів системи ШГ-ГВ та результати моделювання її технічного стану із застосуванням програмного комплексу Solid Works Flow Simulation дозволили встановити особливості транспортування МПС деформованим шахтнним дегазаційним газопроводом. Експериментально підтверджено, що негативна дія деформацій гірського масиву та механічні руйнування стикових з'єднань труб провокують зниження пропускної здатності газопроводу і потребують розроблення нових технічних рішень щодо його модернізації. Шляхом моделювання особливостей руху МПС в підземних дегазаційних трубопроводах складної конфігурації обгрунтовано нові підходи щодо зниження гідравлічного опору руху МПС дегазаційними трубопроводами та підвищення пропускної здатності транспортно-технологічної системи в специфічних умовах розробки газоносних вугільних пластів.

Using the methods of the optimal control theory, the problem of determining the optimal technological mode of gas deposits' exploitation under the condition of their depletion by a given point in time is solved. This task is of particular interest for the exploitation of offshore fields, the activity of which is limited by the service life of the field equipment. The considered problem is also of certain mathematical interest as an objective of optimal control of nonlinear systems with distributed parameters. The usefulness and importance of solving such problems are determined by the richness of the class of major tasks that have a practical result. As an optimality criterion, a quadratic functional characterizing the conditions of reservoir depletion is considered. By introducing an auxiliary boundary value problem, and taking into account the stationarity conditions for the Lagrange functions at the optimal point, a formula for the gradient of the minimized functional is obtained. To obtain a solution to this specific optimization problem, which control function is sought in the class of a piecewise continuous and bounded function with discontinuities of the first kind, the Pontryagin's maximum principle is subjected. The calculation of the gradient of the functional for the original and adjoint problems with partial differential equations is carried out by the method of straight lines. The numerical solution of the problem was carried out by two methods - the method of gradient projection with a special choice of step and the method of successive approximations. Despite the incorrectness of optimal control problems with a quadratic functional, the gradient projection method did not show a tendency to "dispersion" and gave a convergent sequence of controls.

Існує велике різноманіття газорідинних сепараторів, що відрізняються за призначенням, конструкцією, принципом дії, видом привода тощо. Проте постійно відбувається їх вдосконалення: оптимізується конструкція, підвищується ефективність роботи. Пропонується конструкція газорідинного сепаратора з перегородкою у вхідному патрубку. Наявність такого елемента дає змогу збільшити швидкість газового потоку. Це підвищує ефективність роботи, зменшує габаритні розміри сепаратора. Іншою особливістю даної конструкції є розташування диску із дефлектором безпосередньо у фланці сепаратора. Таке рішення усунуло необхідність проведення технологічних операцій із внутрішньою поверхнею корпусу сепаратора, що дало змогу зменшити його масу за рахунок мінімізації товщини стінки. З метою дослідження характеристик пропонованого сепаратора побудовано його тривимірну модель у програмі SolidWorks та проведено імітаційне моделювання. У результаті моделювання встановлено розподіл швидкостей та тисків потоку газорідинної суміші у поздовжньому перерізі сепаратора і у перерізі вздовж осі вхідного патрубка. Визначено величину опору руху газорідинної суміші, що створюється конструктивними елементами сепаратора. Оскільки одним із основних показників роботи сепараторів є ефективність їх роботи, то на основі проведеного імітаційного моделювання визначено ефективність пропонованої конструкції сепаратора, яка складає близько 100 % при врахуванні різних діаметрів фракцій води у повітрі. Описані деякі терміни, що використовуються під час дослідження ефективності сепарації у модулі FlowSimulation програми SolidWorks. Наведено подальші плани на дослідження цього сепаратора з метою визначення його максимальної продуктивності у різних граничних умовах (витрати води, діаметрів краплин, впливу температури, різних робочих середовищ тощо).

На сьогоднішній день основна частина видобутку природного газу забезпечується з родовищ, які до певної міри виснажені, а більшість з них знаходяться на завершальній стадії розробки. Структура залишкових запасів вуглеводнів погіршується в часі через те, що відбір вуглеводнів здійснюється в основному з активної частини запасів родовищ. Вуглеводні, які знаходяться в обводнених покладах, щільних колекторах і виснажених покладах, які перебувають нижче межі рентабельності їх видобутку відносяться до важковидобувних. Зважаючи на відсутність ефективних технологій, розробка цих запасів на сьогоднішній день здійснюється з дуже низькими темпами. Пошук оптимальних шляхів видобутку залишкових запасів є основною проблемою, необхідність вирішення якої набуває все більшої актуальності на тлі погіршення якості та структури запасів вуглеводнів. Перспективним напрямом підтримання рівня видобутку вуглеводнів є освоєння родовищ, пластовий газ яких характеризується високим вмістом діоксиду вуглецю. Підготовка вуглеводневої продукції таких родовищ може здійснюватися різними шляхами. До найбільш відомих методів очищення видобувного газу від діоксиду вуглецю відносять абсорбційні, адсорбційні методи, а також їх комбінації. Аналіз світової практики свідчить, що найбільш ефективними для обробки великих потоків вуглеводнів є абсорбційні процеси з використанням амінів. Як робочий агент широкого застосування знайшли водні розчини етаноламіну, діетаноламіну та триетаноламіну. Використання новітніх технологій підготовки вуглеводнів із високим вмістом діоксиду вуглецю надасть змогу підвищити ефективність розробки розвіданих запасів вуглеводнів. Інвестування у впровадження сучасних технологій розробки родовищ вуглеводнів надасть змогу підвищити їх видобувні можливості та значно знизити навантаження на навколишнє середовище.

Індекс рубрикатора НБУВ: И362

Рубрики:

Розробка газових і газоконденсатних родовищ

Шифр НБУВ: Ж73616 Пошук видання у каталогах НБУВ 

Перед транспортуванням газ, що видобувається на газових родовищах, обов'язково проходить попереднє очищення. Для цього застосовують газові сепаратори, від ефективності роботи яких залежить якість товарної продукції. Існує багато сепараторів різних конструкцій, але, зазвичай, вони складаються із секцій, які відрізняються конструктивними особливостями. Ефективність сепарації газу залежить від внутрішніх пристроїв сепараторів, таких як: вхідні перегородки, хвилерізи, піногасник, краплевідбійники, краплеуловлювачі, протизавихрювачі. Незважаючи на те, що газовий вертикальний сепаратор має ефективність більше 99 %, цікавим лишається розподіл руху газу у ньому, особливо у таких відповідальний його елементах, як коагулятор та краплеуловлювач. Для проєктування різного обладнання, в тому числі і нафтогазового, масового використання набули програми комп'ютерного імітаційного моделювання. Такі програми, окрім розроблення технічної документації (креслень, специфікацій, графіків тощо), дають можливість досліджувати обладнання (визначати його напружено-деформований стан, прогнозувати довговічність, моделювати поведінку гідрогазодинамічних потоків тощо). Виконання імітаційного моделювання побудованої тримірної моделі сепаратора дозволило виявити недоліки конструкції, а саме, нерівномірність розподілу швидкості руху газу у коагуляторі та краплеуловлювачі. Тому для підвищення ефективності запропоновано встановити у корпусі сепаратора відбивач сферичної або конічної форми. Порівняння отриманих результатів імітаційного моделювання дало змогу встановити, що використання сферичного відбивача у конструкції сепаратора порівняно із застосуванням конічного створює більш рівномірний рух потоку газу через краплеуловлювач.

Витік газу з підземної частини ділянки газопроводу передбачає його подальшу фільтрацію в пористому середовищі (грунті) аж до виходу на поверхню, яка супроводжується постійним зростанням фільтраційного опору середовища. Тому зміна параметрів потоку газу в часі передбачає нестаціонарний процес, характеристики якого залежать від фільтраційних властивостей грунту, зокрема від його проникності. Очевидно, що фізичні властивості, зокрема фільтраційний опір грунту як пористого середовища, повинні мати вплив на інтенсивність витікання газу з газопроводу і формування ареалу загазованості. Тому існує взаємозв'язок між процесом витікання газу з газопроводу крізь аварійний отвір і його фільтрацією в навколишньому грунті. Встановлено характер зміни величини масової витрати витоку в часі впродовж процесу нестаціонарної фільтрації та показано, як впливають властивості грунту (зокрема його проникність) на тривалість нестаціонарного процесу і величину витрати витоку. Значні терміни експлуатації газопроводів викликають старіння металу внаслідок корозійних процесів та спричиняють аварії, що також стає причиною появи витоків із трубопроводів. Така ситуація є неприпустимою, з економічної та екологічної точок зору, оскільки витік газу може призвести до загазованості значної території, а в деяких випадках - до утворення газоповітряної суміші й вибуху, що пов'язано зі значними економічними збитками та створює небезпеку для людського життя. Встановлено, що при корозійних пошкодженнях трубопроводів найбільш ймовірні малі витоки, а при аваріях, зумовлених впливом зовнішніх сил, найвірогідніші великі витоки. Загальновідомо, що поява витоку газу з газопроводу викликає нестаціонарний процес, за характером протікання якого можна оцінити величину витоку. Якщо газопровід перед появою витоку працював у нестаціонарному режимі, то поява витоку внесе збурення в протікання нестаціонарного процесу.

Охарактеризовано особливості застосування невуглеводневих газів для витіснення залишкового природного газу із виснажених газових покладів. З використанням ліцензованої комп'ютерної програми Computer Modelling Group (CMG) дослідження для умов газового покладу округлої форми з периферійною батареєю нагнітальних свердловин і центральною батареєю видобувних свердловин вплив на загальний (кінцевий) коефіцієнт газовилучення і коефіцієнт газовилучення за залишковим газом співвідношення радіусів батарей видобувних і нагнітальних свердловин, технологічних параметрів досліджуваного процесу (тиску початку нагнітання азоту, тривалості, темпу і циклічності його нагнітання) і різних систем площового розміщення свердловин. З використанням результатів дослідження встановлено оптимальні значення параметрів процесу нагнітання азоту у виснажений газовий поклад. Результати виконаних досліджень свідчать про значну технологічну ефективність нагнітання азоту у виснажений газовий поклад для інтенсифікації процесу його дорозробки і підвищення кінцевого газовилучення.