Фазовые превращения в газодобывающих скважинах Ковыктинского газоконденсатного и Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождений (Восточная Сибирь)

Введение

Газоконденсатные месторождения Восточной Сибири характеризуются рядом особенностей, которые существенно влияют на термодинамические режимы работы газодобывающих скважин и возможные технологические осложнения в насосно-компрессорных трубах (НКТ). В связи с этим представляет интерес детально проанализировать характер фазовых превращений добываемых флюидов в скважинах.

Термодинамические особенности Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (ЧНГКМ), такие как аномально низкая пластовая температура, высокая минерализация пластовой воды, образование гидратов в скважинах непосредственно из газовой фазы без конденсации капельной влаги, ранее были рассмотрены в работах (Истомин и др., 2022a–d; Крапивин и др., 2023). Эти особенности обеспечивают возможность длительного времени работы скважин в гидратном режиме при отсутствии выноса пластовой воды, поскольку образование гидратов в этом случае происходит медленно и преимущественно в более холодной центральной части потока газа, а не на стенках скважины. Тем не менее гидраты могут откладываться на стенках НКТ в виде «рыхлых отложений» при достаточно долгой эксплуатации скважин ЧНГКМ.

Ковыктинское газоконденсатное месторождение (КГКМ) имеет значительно более высокие пластовые температуры и большее влагосодержание газа. При движении газа по стволу НКТ скважины вначале происходит выпадение из газовой фазы конденсационной воды, а режим гидратообразования может достигаться только вблизи устья при остывании потока газа до +20 °С и ниже. При этом пластовая вода имеет высокую минерализацию и схожий ионный состав, как на Чаяндинском месторождении, и может выступать как ингибитор гидратообразования.

В настоящей работе проведен сравнительный анализ режимов работы скважин Чаяндинского и Ковыктинского месторождений с учетом влияния выноса пластовой воды на гидратообразование. Рассмотрены фазовые равновесия в стволах скважин с участием таких компонентов как вода, метанол, минеральные соли, природный газ и газовый гидрат; изучено распределение фаз по стволу с учетом термобарического профиля типичных скважин ЧНГКМ и КГКМ.

Сравнение основных характеристик Чаяндинского и Ковыктинского месторождений

Приведем вначале основные характеристики ЧНГКМ и КГКМ, представляющие интерес в рассматриваемом в статье контексте.

1. Низкие пластовые температуры (9–12 °С для ЧНГКМ и 55–56 °С для КГКМ). Начальные пластовые давления: 12,5–13,5 МПа для ЧНГКМ и 25–26 МПа для КГКМ. Для месторождений имеет место аномально низкое пластовое давление, причем коэффициент аномальности варьируется в пределах от 0,67 до 0,81.

2. Характерна низкая проницаемость пород продуктивных горизонтов, особенно для Ковыктинского ГКМ. Строение пород-коллекторов парфёновского горизонта КГКМ проанализировано в работе (Квон и др., 2022). Низкая проницаемость пород приводит к целесообразности проведения гидроразрывов на скважинах. Однако проведение гидроразрывов может приводить и к ряду негативных последствий (например, раннему появлению пластовой воды в продукции скважин).

3. Минерализованные пластовые и остаточные воды коллекторов относятся к хлоркальциевому типу, общая минерализация вод не ниже 340–350 г/л, причем по отдельным горизонтам минерализация может доходить до 400–420 г/л.

4. Низкий газоконденсатный фактор: содержание С₅₊ по ЧНГКМ на уровне 15 г/м³, а для КГКМ – в среднем 45 г/м³, причем давление начала конденсации углеводородов в пластах близко к начальному пластовому давлению. Поэтому уже в начальный период разработки газоконденсатных месторождений углеводороды могут начинать конденсироваться в призабойной зоне пласта и дале в НКТ скважин.

5. Для ЧНГКМ характерно наличие нефтяных оторочек, причем даже в чисто газоконденсатной части залежи возможно наличие пленки нефти в продуктивных коллекторах. В некоторых случаях это приводит к нефтепроявлениям ряда газоконденсатных скважин, что существенно влияет на процесс подготовки газа на установках низкотемпературной сепарации. Применительно к нефтегазоконденсатным залежам явление детально проанализировано в работах (Шандрыгин, Филоненко, 2022; Шандрыгин, Филоненко, 2024).

Отмеченные термодинамические характеристики рассматриваемых месторождений приводят к интересным особенностям фазовых превращений в системах добычи газа, начиная с призабойной зоны пласта.

Так, термодинамические расчеты (Истомин и др., 2022а, b) показывают, что продуктивные горизонты ЧНГКМ оказываются в зоне гидратообразования, если общая минерализация остаточной воды в коллекторе ниже ~200 г/л, в таком случае залежи этого месторождения относились бы к газ-газогидратному типу. Но поскольку значения минерализации вод находятся на уровне 350 г/л, то гидратов в продуктивных горизонтах ЧНГКМ не имеется. Поэтому Чаяндинское НГКМ, а также ряд других низкотемпературных месторождений Якутии с пластовой температурой на уровне 9–15 °С, можно образно назвать «самоингибирующимися от гидратов месторождениями» благодаря высокой минерализации вод в коллекторах.

В призабойной зоне пласта (ПЗП) на Чаяндинском НГКМ из-за эффекта Джоуля-Томпсона имеет место снижение температуры газа, поэтому при определенной депрессии на пласт появляются риски образования гидратов в ПЗП. Для расчетной оценки величин безгидратных депрессий специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» была доработана термодинамика призабойной зоны пласта с учетом высокой минерализации остаточных вод коллектора и возможности их разбавления (из-за выпадения конденсационной воды) в призабойной зоне с попаданием фильтрующегося газа в зону гидратообразования. Расчетные значения безгидратной депрессии варьируются от 1,0 до 1,4 МПа (Истомин и др., 2022а) в зависимости от пластовых температур и давлений, а также минерализации вод. Отметим, что эксплуатационные скважины основного продуктивного горизонта ЧНГКМ – ботуобинского, как правило, работают с депрессией на пласт, не превышающей 0,3–0,5 МПа, т.е. заведомо без образования гидратов в ПЗП. Тогда как для других продуктивных горизонтов этого месторождения не исключаются рабочие депрессии на пласт выше безгидратных. Но важно отметить, что процесс гидратообразования в ПЗП при депрессиях на пласт до 2,5–3,0 МПа происходит достаточно медленно (из-за крайне низкого влагосодержания пластового газа), поэтому возможно проведение газодинамических исследований скважин ЧНГКМ в широком диапазоне депрессий фактически без рисков искажения результатов.

В тоже время в призабойной зоне пласта Ковыктинского ГКМ гидратный режим в принципе невозможен (даже при реализации депрессий на пласт на уровне 5–7 МПа), что связано с достаточно высокой пластовой температурой и низким значением коэффициента Джоуля-Томпсона при давлениях газа выше 20 МПа. При этом стационарная (установившаяся) минерализация остаточной воды в коллекторе ПЗП также существенно уменьшается вблизи забоя скважины (при отсутствии выноса пластовой воды).

Сравнение составов пластового газа и пластовой воды Чаяндинского и Ковыктинского месторождений

Проанализируем составы пластовых газов и их равновесные влагосодержания. Усредненные составы пластового газа Чаяндинского и Ковыктинского месторождений представлены в таблице 1.

Основные отличия состава пластового флюида Ковыктинского ГКМ от Чаяндинского НГКМ: незначительное количество азота и существенное большее содержание конденсата (примерно в три раза). Попутно отметим, что сравнительный анализ физико-химических свойств газовых конденсатов различных месторождений Восточной Сибири представлен в статьях (Истомин, Федулов, 2013; Истомин и др., 2013). Отдельного рассмотрения заслуживает и вопрос влияния нефтяной оторочки на процесс разработки газоконденсатных залежей и добычи природного газа на Чаяндинском НГКМ. Этот аспект описан в работах (Былков, Раскулова, 2017; Федулов и др., 2017; Буракова и др., 2013) и выходит за рамки настоящей работы.

Что касается химического состава остаточных и пластовых вод Чаяндинского НГКМ, то в период эксплуатации месторождения он не анализировался, поскольку пластовой воды в газодобывающих скважинах еще не обнаружено. Поэтому приходится использовать данные по пластовым водам, полученные еще на стадии разведки месторождения: общая минерализация для разных продуктивных горизонтов варьируется в диапазоне 350–420 г/л (Чурикова и др., 2019). При этом соотношение катионов натрия/кальция в воде варьируется в широких пределах: от практически чистого раствора хлорида кальция до насыщенности воды хлоридом натрия вплоть до равновесия с выпавшим в пласте галитом. Наличие зон галитоотложений в пласте достаточно характерно для ЧНГКМ, что резко уменьшает проницаемость пород коллектора в этих зонах.

Парфеновские продуктивные горизонты Ковыктинского ГКМ также характеризуются высокой минерализацией остаточной воды в коллекторе, на уровне 340 г/л. Основными компонентами являются хлориды натрия, калия, кальция и магния. В небольших количествах присутствуют литий, аммоний, железо, а также бромиды, сульфаты и гидрокарбонаты. В настоящее время на ряде скважин Ковыктинского ГКМ уже имеют место водопроявления (предположительно, это связано со спецификой проведения гидроразрывов), вариации ионного состава пластовых вод в настоящее время детально анализируются. Появление пластовой воды в продукции скважин приводит к рискам солеотложений в технологической цепочке: от НКТ скважин до технологического наземного оборудования.

Принятый для последующих расчетов модельный ионный состав пластовой воды КГКМ приведен в таблице 2.

Табл. 1. Составы природных газов Чаяндинского и Ковыктинского месторождений

Табл. 2. Модельный состав пластовой воды Парфеновских горизонтов Ковыктинского ГКМ

Перейдем к обсуждению равновесного влагосодержания пластовых газов. Равновесное влагосодержание в пласте определяется температурой, давлением и минерализацией пластовой воды, с которой контактирует газ. Результаты расчетов влагосодержания газа Ковыктинского ГКМ в равновесии с чистой и минерализованной пластовой водой приведены на рисунках 1 и 2. Расчеты выполнены с использования уравнения состояния Cubic plus Association (CPA).

Рис. 1. Влагосодержание газа Ковыктинского газоконденсатного месторождения в зависимости от давления для равновесия «природный газ – чистая вода»

Рис. 2. Влагосодержание газа Ковыктинского газоконденсатного месторождения в зависимости от давления для равновесия «природный газ – минерализованная вода (340 г/л)»

Расчеты влагосодержания пластовых газов ЧНГКМ приведены в работе (Истомин и др., 2022а). Значения влагосодержания составляют 90–120 г/1000 м³ в зависимости от пластовой температуры газа.

Из-за наличия высокой минерализации остаточных вод коллекторов равновесное влагосодержание пластовых газов ниже примерно на 30% по сравнению с равновесным его влагосодержанием над чистой водой. Причем расчеты показывают, что коэффициент, характеризующий уменьшение влагосодержания (составляющий ~0,7), зависит главным образом только от общей минерализации воды в коллекторе, а не от вариаций ионного состава. Таким образом, ионный состав и общая минерализация пластовой воды Ковыктинского месторождения достаточно близки к воде Чаяндинского НГКМ, но из-за более высоких пластовых температур влагосодержание ковыктинского газа оказывается в 6–7 раз выше и составляет до 700 г/1000 м³.

В то же время в случае выноса минерализованной воды в скважину ингибирующего действия солей в воде может хватать для обеспечения безгидратного режима скважины Ковыктинского месторождения. Оценка влияния минеральных солей на условия гидратообразования детально описана в работе (Тройникова и др., 2022).

Термобарические характеристики эксплуатационных скважин Ковыктинского ГКМ

Моделирование и анализ темобарических режимов работы скважин Чаяндинского НГКМ представлены в работах (Истомин и др., 2022b, c). Здесь приведем расчеты температурных профилей типичной газодобывающей скважины Ковыктинского месторождения. На КГКМ геотермический градиент в среднем составляет 1 °С/100 м. Зависимость температуры пород от глубины представлена на рисунке 3. Температура газа на устьях скважин в зависимости от дебита может варьироваться в диапазоне 15–25 °С, а в среднем составляет около 20 °С. Эксплуатационные скважины имеют вертикальный, наклонный и горизонтальный участки. Вертикальная часть ствола типичной скважины составляет 1400 м, а кровля пласта находится на глубине 3250 м.

Рис. 3. Температура вмещающих пород в зависимости от глубины для Ковыктинского ГКМ

На рисунке 4 представлены расчетные температурные профили типичной скважины с наложенными кривыми гидратообразования при равновесии с чистой водой. Расчеты выполнены с использованием моделирующего комплекса PIPESIM.

Рис. 4. Температурные профили типичной скважины Ковыктинского ГКМ для разных дебитов. Область гидратообразования расположена слева от пунктирной линии (кривой гидратообразования).

На начальном этапе, согласно проекту разработки, вынос пластовой воды отсутствует (однако в настоящее время на ряде скважин этого месторождения имеют место активные водопроявления). При отсутствии выноса пластовой воды на нижнем участке ствола скважины конденсационная вода еще не выпадает (что обусловлено высокой минерализацией остаточной воды в продуктивном горизонте), а выпадение из газа конденсационной воды начинается в НКТ с глубины ~2500 метров. На рисунке 4 также отмечена глубина, на которой установлен ингибиторный клапан – 1200 м.

Из температурных профилей следует, что на начальном этапе разработки в гидратную область может попадать только верхний участок ствола и устье скважины. Тогда как гидратообразование в нижней части ствола (ниже ингибиторного клапана) и тем более в ПЗП исключается по термодинамическим соображениям. При увеличении дебита устьевая температура сначала повышается, и скважина оказывается полностью в безгидратном режиме. Однако при очень высоких дебитах (более 1 000 000 м³/ сут) температура на устье вновь уменьшается из-за сильного влияния дроссель-эффекта, поэтому верхняя часть ствола снова попадает в гидратный режим.

Сравнение режимов работы скважин Чаяндинского и Ковыктинского месторождений

Как выше отмечалось, из-за высокой минерализации пластовой воды газ попадает в скважину частично подсушенным, т.е. имеет более низкое содержание воды, чем влагосодержание в условиях ПЗП при равновесии с чистой водой. Поэтому при отсутствии выноса пластовой воды скважиной эффекты, связанные с конденсацией водной фазы из газа в форме капельной влаги или газового гидрата, начнут проявляться выше фильтровой части скважины при достаточном понижении температуры пластового флюида. Как было показано ранее (Истомин и др., 2022b), на Чаяндинском НГКМ в стволах скважин происходит образование гидратов из паровой фазы, минуя конденсацию жидкой воды (рис. 5).

Рис. 5. Температурные профили низкодебитной скважины Чаяндинского НГКМ для трех режимов работы. Область гидратообразования расположена слева от пунктирной линии (кривой гидратообразования).

Сравнивая графики на рисунках 4 и 5 можно отметить следующие особенности работы скважин.

1) На Ковыктинском месторождении при повышении дебита степень охлаждения газового потока при его движении по стволу скважины уменьшается, т.е. возрастает устьевая температура. Тогда как для Чаяндинского месторождения характерна обратная тенденция. Это обусловлено различным характером теплообмена с вмещающими породами: на Ковыктинском ГКМ пластовый газ имеет высокую температуру и при движении по насосно-компрессорной трубе охлаждается как за счет дроссель-эффекта, так и за счет теплопередачи с горными породами. Тогда как на Чаяндинском НГКМ из-за аномально низкой пластовой температуры и аномально низкого геотермического градиента теплообмен движущегося в стволе скважины флюида с породами практически отсутствует, и здесь ключевую роль играет дроссель-эффект, который тем больше, чем больше перепад давления и, соответственно, дебит газа.

2) На обоих месторождениях газ в пласте контактирует с высокоминерализованной водой и поступает в скважину частично осушенным. В случае Ковыктинского ГКМ пластовое влагосодержание газа достаточно высокое, и жидкая вода начинает конденсироваться из газа на большой глубине, а гидратообразование из капельной влаги возможно только вблизи устья скважины. На Чаяндинском НГКМ из-за крайне низкого влагосодержания газа (связанного с низкими пластовыми температурами) вода начинает выпадать из газовой фазы сразу в виде газового гидрата. А расчетная точка конденсации жидкой воды (при условии, что гидрат не образуется) оказывается по стволу скважины выше гидратной точки.

Указанные особенности Чаяндинского месторождения обуславливают очень низкую скорость гидратообразования в стволах скважин даже на повышенных дебитах, как это детально описано в работе (Истомин и др., 2022d). Однако при попадании жидкости в скважину (например, из-за выноса пластовой воды или при закачке ингибитора гидратообразования) происходит резкая интенсификация процесса образования гидратов. Так, в случае подачи недостаточного для предупреждения гидратообразования количества метанола он будет испаряться в газовую фазу, вызывая частичную конденсацию паров воды, и скважина окажется в режиме гидратообразования. Вынос небольшого количества минерализованной пластовой воды также будет способствовать образованию гидратов, поскольку антигидратного эффекта солей будет недостаточно, а появление жидкой воды в системе изменит условия гидратообразования.

Далее проведем детальный анализ фазовых равновесий, происходящих в типовых скважинах Чаяндинского и Ковыктинского месторождений при закачке метанола, водометанольного раствора (ВМР) и при наличии выноса пластовой воды.

На рисунке 6 представлены распределения влагосодержания газа и количества водной фазы по стволу скважины Чаяндинского месторождения для различных режимов работы. При расчетах допускалось, что закачка ВМР или вынос пластовой воды практически не влияют на термобарический профиль скважины.

Графики на рисунке 6 показывают, что при отсутствии поступления жидкости (ВМР или пластовой воды) в скважину влагосодержание газа остается постоянным до глубины ~2000 м (рис. 6б), т.е. конденсации воды из газа не происходит. Затем, начиная с глубины ~1900 м, начинается конденсация паров воды из газа. Как было показано на рисунке 5, вода выпадает сразу в виде газовых гидратов (минуя стадию жидкой воды).

Рис. 6. Распределение влагосодержания газа (а) и водной фазы (б) по стволу скважины Чаяндинского месторождения для дебита 300 тыс. м3/сут

При закачке метанола или его водного раствора на забой скважины происходит испарение метанола в газовую фазу с одновременной конденсацией воды из газа. При этом концентрация метанола в жидкой фазе существенно уменьшается. Так, при подаче на забой 250 г/1000 м³ чистого метанола его концентрация в жидкой фазе уменьшается до 16 масс. % за счет испарения метанола и одновременного выпадения конденсационной воды (рис. 7а, красная кривая). При закачке 500 г/1000 м³ метанола его концентрация на забое оказывается уже 29 масс. % (рис. 7а, оливковая кривая). Причем при движении флюида к устью скважины концентрация метанола увеличивается за счет его конденсации из газа при его охлаждении. Таким образом, чтобы полностью исключить процесс гидратообразования в стволе, необходимо достичь рабочей концентрации метанола в точке трехфазного равновесия «природный газ – ВМР – гидрат», которая может располагаться на разной глубине в зависимости от режима работы скважины, в том числе на забое.

Далее рассмотрим влияние выноса скважиной пластовой воды на фазовые превращения в НКТ. При выносе пластовой воды с минерализацией на уровне 350 г/л (28,2 масс. % солей) сразу начинается конденсация воды из газовой фазы (рис. 7б) из-за охлаждения флюида на забое скважины в результате дроссель-эффекта. При этом конденсационная вода разбавляет пластовую, и концентрация солей в растворе уменьшается. Здесь может реализовываться режим «самоингибирования», когда гидратообразование на устье скважины подавляется за счет высокой концентрации солей. Расчеты показывают, что такой эффект возможен при выносе пластовой воды более 250 г/1000 м³ и устьевой температуре газа не ниже (–2)–(–3) °С (Истомин и др., 2022c).

Рис. 7. Распределение концентрации метанола (а) и солей (б) в жидкой фазе по стволу скважины Чаяндинского месторождения для дебита 300 тыс. м³/сут

Теперь обсудим фазовые превращения в скважине Ковыктинского месторождения при различных режимах ее работы. Зависимость содержания воды в газе и общего количества жидкой водной фазы от глубины по стволу скважины представлена на рисунке 8.

Рис. 8. Распределение влагосодержания газа (а) и водной фазы (б) по стволу скважины Ковыктинского месторождения для дебита 300 тыс. м³/сут

Как видно на рисунке 8а, в отсутствие выноса пластовой воды конденсация жидкости начинается с глубины ~2400 м. При закачке метанола в удельном количестве 500 и 1000 г/1000 м³ происходит его полное испарение в газовую фазу. Точка начала конденсации жидкости практически не зависит от количества закачиваемого метанола. В случае выноса пластовой воды конденсация жидкости начинается сразу при движении газа по стволу из-за его охлаждения. На рисунке 9 показано распределение концентрации метанола и солей в жидкой фазе по стволу скважины.

Из-за достаточно высокого влагосодержания пластового газа даже при закачке больших удельных количеств метанола его концентрация в жидкой одной фазе оказывается небольшой. Так, при закачке 500 г/1000 м³ концентрированного метанола в точке начала конденсации его концентрация составит всего 5 масс. %, а при закачке 1000 г/1000 м³ – 10 масс. % (рис. 9а). На устье концентрация составит 16 и 29 масс. %, соответственно. Тогда как из-за большого выноса пластовой воды, наблюдающегося на Ковыктинском ГКМ, концентрация солей в водной фазе в НКТ будет достаточно высокой. На забое скважины минерализация равна пластовой минерализации и составляет 28 масс. % (350 г/л), а на устье уменьшится до 10 и 15 масс. % при выносе пластовой воды в количестве 250 и 500 г/1000 м³, соответственно.

Рис. 9. Распределение концентрации метанола (а) и солей (б) в жидкой фазе по стволу скважины Ковыктинского месторождения для дебита 300 тыс. м³/сут

Наконец, кратко обсудим особенности выпадения нестабильного конденсата в НКТ скважин газоконденсатных месторождений Восточной Сибири. Эти особенности впервые детально были проанализированы в (Кокарев и др., 2018). В этой работе рассмотрено изменение свойств жидкой углеводородной фазы при изменении термобарических условий вблизи границы двухфазной области. Состав газовой и жидкой фаз рассчитывался с применением уравнений состояния Патела-Тея, Пенга-Робинсона и CPA. Свойства жидкой фазы (плотность, вязкость и поверхностное натяжение) рассчитывались по полученным расчетным составам. Основной полученный результат – сильное изменение свойств жидкой углеводородной фазы при движении флюида в НКТ, т.к. система находится вблизи границы двухфазной области фазовой диаграммы. Поэтому такие изменения физико-химических свойств жидкой углеводородной фазы необходимо учитывать в гидродинамических расчетах двух и трехфазных потоков в НКТ скважин.

Заключение

В работе проанализированы термобарические характеристики пласта Ковыктинского ГКМ, состав и минерализация пластовой воды, влагосодержание газа, и приведено сравнение с аналогичными характеристиками Чаяндинского НГКМ. В отличие от Чаяндинского месторождения, Ковыктинское ГКМ характеризуется значительно более высокой пластовой температурой 53–56 °С и давлением 25 МПа. Пластовая вода имеет сходный ионный состав и минерализацию. Влагосодержание пластового газа с учетом влияния минеральных солей, составляет ~700 г/1000 м³, что примерно в 7 раз больше, чем на ЧНГКМ.

Термобарические характеристики Ковыктинского ГКМ приводят к тому, что в зону гидратообразования на некоторых режимах может попадать только участок НКТ вблизи устья скважины, в отличие от скважин Чаяндинского месторождения, где гидраты могут формироваться уже на забое.

В отсутствие поступления пластовой воды в скважину Ковыктинского ГКМ конденсация жидкой воды из газа начинается не на забое, а выше по стволу скважины при охлаждении потока газа. При закачке метанола или концентрированного ВМР на забой в количестве до 1000 г/1000 м³ он будет полностью испаряться в газовую фазу. Конденсация водно-метанольного раствора начинается только выше по стволу. В случае поступления пластовой воды конденсация влаги из газа начнется сразу на забое скважины, при этом концентрация солей в жидкой фазе при движении по стволу скважины будет уменьшаться. Прогнозируется, что при больших выносах пластовой воды концентрация солей на устье будет достаточной для предотвращения процесса гидратообразования.

Тогда как в скважинах Чаяндинского месторождения (в отсутствие их обводнения) конденсация паров воды из газа происходит сразу в форме газового гидрата. Также из-за существенно более низких пластовых температур при закачке метанола или ВМР в скважину на забое происходит лишь частичное испарение метанола с одновременной конденсацией жидкой воды. Это может приводить к попаданию системы в зону гидратообразования и интенсификации процесса формирования гидратов, если концентрация метанола в водной фазе окажется недостаточной. При поступлении минерализованной пластовой воды на забой скважины конденсация паров воды из газовой фазы начнется сразу на забое. Благодаря низкому влагосодержанию пластового газа разбавление пластовой воды конденсационной водой будет менее значительным, чем на Ковыктинском ГКМ. При этом ингибирующее действие солей прогнозируется недостаточным для предотвращения гидратообразования в стволе скважины. Таким образом, для предотвращения гидратообразования в скважинах ЧНГКМ потребуется подача метанола на забой скважины даже при выносе пластовой воды (при этом следует дополнительно оценивать риски выпадения галита при смешении метанола с пластовой водой).