Комплексный подход к освоению и резервированию газового сырья в Центральной Якутии

В статье аналитически рассмотрены разноплановые проблемы в газовой отрасли связанные с обеспеченностью извлекаемыми запасами газа, промысловой и газотранспортной системой и вызовами увеличения рынка потребления газа. Приведена оценка коэффициента излечения газа из Средневилюйского газоконденсатного месторождения при существующей системе разработки. Предложен комплексный подход в решении существующих проблем газовой отрасли. Отмечена необходимость резервирования газового сырья в непосредственной близости к потребителю путем создания подземного хранилища газа в окрестностях г. Якутска.

I. ВВЕДЕНИЕ

В Центральной Якутии, где сосредоточено более 40% всего населения Республики Саха (Якутия) единственным источником энергоснабжения является газовое сырье. Сырьевой базой служат газоконденсатные месторождения (ГКМ) Вилюйской нефтегазоносной области (НГО) с суммарными балансовыми запасами более 440 млрд. м³. При этом  ежегодно добывается всего порядка 1,6-1,7 млрд. м³ природного газа для нужд Центральной Якутии. На первый взгляд, данное обстоятельство создает уверенность в полном и окончательном обеспечения природным газом всех его потребителей на долгосрочную перспективу. Все это позволяет расширять сеть газоснабжения, планировать крупные проекты на основе использования значительных объемов природного газа.

Трудно переоценить преимущества энергообеспечения промышленного и бытового назначения, которое практически полностью осуществляется на природном газе, по сравнению другими традиционными источниками энергии (нефть, уголь, дрова и др.).

Вместе с тем намечаются и довольно серьёзные разноплановые проблемы в газовой отрасли связанные с газотранспортной системой, рассредоточенностью и обеспеченностью активных запасов, несовершенством промыслов и вызовами увеличения рынка потребления газа.

II. ПОСТАНОВКА ПРОБЛЕМЫ

Вилюйская НГО включает в себя месторождения, преимущественно приуроченные Хапчагайскому и Логлорскому валам Вилюйской синеклизы Сибирской платформы (рис.1).  Средневилюйское ГКМ (западная часть Хапчагайского вала) введенное в промышленную разработку в 1986 году является основным и единственным, на данный момент, источником газоснабжения Центральных районов Якутии. До недавнего времени весьма скромными объемами (около 100 млн. м³) эксплуатировались 3 скважины Мастахского ГКМ для нивелирования пиковых объемов добычи из Средневилюйского ГКМ в зимнее время.

Рис.1. Месторождения Вилюйской НГО. Условные обозначения: 1 – границы нефтегазоносной области; 2 – границы валов, поднятий, впадин; 3 – газоконденсатные месторождения: 1 — Средневилюйское, 2 – Толонское, 3 – Мастахское, 4 – Соболох-Неджелинское, 5 – Бадаранское, 6 – Нижневилюйское; 4 – газопровод.

Структурные единицы: PD – Предверхоянский прогиб: Lg – Логлорский вал; Ln – Линденская впадина; Hp – Хапчагайский вал; Tn – Тангнарынская впадина; Lh – Лунхинско-Келинская впадина.

Основной проблемой для потребителя является то, что при всей значительности балансовых запасов Вилюйской НГО они рассредоточены на большой территории и на множество мелких залежей. При этом из 9 месторождений самостоятельно обеспечить добычу газа в текущих объемах 10 млн. м³ в сутки и более (пиковые зимние нагрузки), могут только 2 месторождения: Средневилюйское и Среднетюнгское. Среднетюнгское ГКМ отдалено от действующих газопроводов на значительное расстояние (около 200 км по прямой линии) и его подключение представляется задачей далекого будущего. Все остальные месторождения имеют низкий потенциал добычных возможностей и при интенсивной разработке могут повторить судьбу Мастахского ГКМ: преждевременное обводнение эксплуатационных скважин, обусловившее низкий коэффициент газоотдачи [1]. В заданных условиях, Средневилюйское ГКМ  в обозримом будущем (10-15 лет) остается главной сырьевой базой газоснабжения. Все это подчеркивает актуальность проблемы определения реальных добычных возможностей Средневилюйского месторождения для рациональной довыработки его остаточных запасов.

Во вторых, в самом Средневилюйском ГКМ остается нерешенной проблема крайне выраженной сезонной контрастности добычи, которая обусловлена выработкой тепловой энергии в отопительный сезон (коэффициент неравномерности составляет 0,6). Такая контрастность добычи является нежелательной с точки зрения рациональной разработки, потому что создает реальные риски потерь газа (за счет защемления) и выпадения конденсата в пласте (при падении пластового давления ниже «точки росы»), преждевременного обводнения залежи по зонам улучшенных коллекторов и т.д [2].

В третьих, газотранспортная сеть с протяженностью 466 км представляет собой 3 магистральных газопровода (МГ), 2 из которых имеют износ 100 и более 65%. Третий МГ не достроен до  Средневилюйского ГКМ на 80 км. Все это обуславливает повышенные риски при транспортировке газа, что подтверждается аварийными ситуациями и инцидентами.

Кроме всего прочего остаются открытыми вопросы грамотной организации промыслов, уточнения коэффициента извлечения газа (КИГ) при существующих технологических подходах и т.д.  Как показывает практика зарубежной и отечественной газодобычи, КИГ может варьировать в очень широких пределах (0,4-0,95) в зависимости от многочисленных объективных факторов [3-7].

III. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

Балансовые запасы газа Средневилюйского ГКМ переоценивались много раз. При рассмотрении истории изучения и утверждения балансовых запасов природного газа по Средневилюйскому ГКМ особенно выделяются три пересчета (таблица 1). На первом месте отмечается утверждение балансовых запасов свободного газа в ГКЗ (протокол №6133 от 15.01.1971 года), которое по горизонтам Т₁-IIа, Т₁-IIб и Т₁-III принимает объем равный 166 млрд. м³. Затем следует пересчет запасов газа принятый в ЦКЗ (протокол №105 от 20.12. 2000 года), где именно по этим пластам определен объем равный 144 млрд. м³. В последнее время, протоколом при МПР  №18/197 от 21.03.2012 года, по продуктивным горизонтам Т₁-IIа, Т₁-IIб и Т₁-III,  принят объем запасов «сухого» газа равный 158 млрд. м³, а всего по месторождению около 162 млрд. м³.  Дополнительно представлены запасы свободного газа по нераспределенному фонду (запасы газа по площади, выходящей за пределы лицензионного участка), в объеме равном около 18 млрд. м³. Общие запасы газа по Средневилюйскому месторождению, в таком случае, достигают 180 млрд. м³, а по основным разрабатываемым горизонтам Т₁-IIа, Т₁-IIб и Т₁-III будут равняться 176 млрд. м³. Нужно заметить, что пересчет 2000 года (протокол ЦКЗ №105 от 20.12.2000 г.) под руководством Шабалина В.П., который занимался изучением Средневилюйского ГКМ с самого начала его разведки, притом на самом компетентном и ответственном уровне, может оказаться недалеким от истины. Пересчет 2000 года уменьшает начальные запасы на 13,5% против принятых балансовых запасов в ГКЗ в 1971 году и на 18,4% от последних оценок 2012 года. Нужно заметить, в отчете по подсчету запасов от 1971 года одним из основных исполнителей был Шабалин В.П.

Указанные запасы Средневилюйского ГКМ являются геологическими или балансовыми газовыми ресурсами, в отличие от которых извлекаемые оперативные запасы газа имеют другое определение.  Под оперативными газовыми ресурсами подразумеваются имеющиеся текущие извлекаемые запасы природного газа по месторождениям, включенным в действующую систему добычи, подготовки и транспорта углеводородного сырья. Система включают в себя наличие газового месторождения с завершенным промышленным обустройством, установкой комплексной подготовки газа (УКПГ) и подключения последнего к действующему магистральному газопроводу. Дополнительно может идти речь о наличии всей инфраструктуры, эксплуатационного персонала и коммуникаций внешнего обеспечения. Данным требованиям на настоящий момент, и даже в ближайшее будущее, в определенной степени соответствует только производственная система обустройства Средневилюйского ГКМ, которое по своим запасам газа может в полном объеме обеспечить газопотребление  Центрального промышленного узла Якутии. Другие месторождения Хапчагайского мегавала, по разным причинам, пока не могут быть подключенными к обозначенной газовой системе в обозримом будущем. Среднетюнгское ГКМ требует для своего подключения строительства газопровода (МГ), для чего потребуются средства, непосильные для самой Республики Саха (Якутия). Толонское и Соболох-Неджелинское месторождения расположенные в полосе МГ даже на имеющемся низком уровне разведанности отличаются сложным геологическим строением. Подготовка к промышленной эксплуатации этих двух месторождений потребует огромных капиталовложений, а технологические проекты разработки вынуждены будут учитывать их расчлененность на многочисленные залежи. 

В первом приближении рассмотрим добычные возможности Средневилюйского ГКМ без дожимной компрессорной станции (ДКС). Разработка месторождения без ДКС осуществляется с использованием  пластовой энергии – давления пласта. Эксплуатация МГ Кысыл-Сыр – Якутск также лишена возможности использования линейных КС – компрессорных станций. Это приводит к необходимости поддержания давления на начальном участке МГ не ниже  6,0 МПа. Только в этом случае на конечном участке МГ (г. Якутск) давление трубы достигает необходимого уровня до 3,0 МПа. Отсюда, чтобы давление на устье скважин Средневилюйского ГКМ поддерживалось на уровне 6,0 МПа необходимо иметь пластовое давление в залежи не менее 9,0-10,0 МПа, так как давление неподвижного столба газа при глубине пласта 2500 м будет составлять не менее 3,0 МПа. В то же время, устойчивый режим  работы скважины, при котором возможен вынос жидкости по стволу НКТ, может поддерживаться только при дебите газа не менее 80-100 тыс. м³/сут. Данный режим минимального рабочего дебита скважины возможен только при пластовом давлении в залежи в пределах  12,0-13,0 МПа. Эти величины давлений являются граничным условием  заключительной фазы разработки месторождения на истощение.

В свою очередь, поддержание давления газа в МГ на его начальном участке в 6 МПа, накладывает ограничение на коэффициент извлечения газа (КИГ). Начальное пластовое давление по Средневилюйскому ГКМ составляло 25,0 МПа, и половина этого значения будет составлять соответственно 12,5 МПа. В этом случае мы можем ожидать при газовом режиме работы пласта КИГ 0,5.  В таком случае, балансовые запасы свободного газа по основным продуктивным горизонтам  Т₁-IIа, Т₁-IIб и Т₁-III, достигающие объемов 160-170 млрд. м³, на конечном этапе разработки месторождения, при вышеуказанных условиях, должны определяться объемами от 80-85 млрд. м³ до 95-100 млрд. м³ извлекаемого газа. Соответственно, на 01.01.2020 год, при достижении накопленной добычи газа по месторождению в 42 млрд. м³, остаточные извлекаемые газовые запасы будут определяться на уровне 50-60 млрд. м³. Данный объем извлекаемого газа  составляет реальные оперативные газовые запасы на ближайшее время по Центральной Якутии. К слову сказать,  показатели КИГ выработанного Мастахского ГКМ подтверждают вышеприведенные рассуждения (см. табл.2). Анализ разработки Средневилюйского ГКМ также показывает низкую активность подошвенных вод [8]. В таком случае, компенсация снижения пластового давления при внедрении подошвенных вод практически не проявляется.

Таблица 2. Оценки начальных запасов газа Мастахского ГКМ и коэффициенты извлечения газа по горизонтам [1].

Вместе с тем общемировая практика разработки газовых месторождений показывает закономерное снижение пластовых давлений на всех этапах разработки и соответственно уменьшение добычных возможностей. Поэтому необходимо учесть, что добыча только первой половины выделенного объема извлекаемых запасов газа (25-30 млрд. м³) сможет в полном объеме обеспечить газопотребление Центральных районов Якутии в зимний «пиковый» период. Другими словами,  текущее годичное потребление газа по региону в объеме 1,6 млрд. м³ может поддерживаться максимум  15 лет. После этого периода, при отборе второй половины вышеуказанных извлекаемых запасов, имеющихся добычных возможностей, может оказаться недостаточно. Тогда возникнет необходимость бурения дополнительного числа эксплуатационных скважин по Средневилюйскому ГКМ или подключение в разработку нового газового месторождения в качестве регулятора.  Другими словами, через 10-15 лет в газоснабжении Центральной Якутии могут возникнуть проблемы, для решения которых потребуется принятие мер по увеличению добычных возможностей Средневилюйского ГКМ или обустройство нового месторождения.  Кроме того, несовершенство сетки эксплуатационных скважин, длительный период неравномерного отбора газа по причине отставания обустройства коммуникаций при переходе реки Вилюй, сезонная контрастность добычи могут существенно приблизить время возникновения выше обозначенных проблем [1].  

Немало проблем и в промыслах Средневилюйского ГКМ. Так, согласно генеральному плану обустройства Средневилюйского ГКМ подготовка газа на правобережной части месторождения должна осуществляться на УКПГ с двухступенчатой сепарацией пластового газа, где основным объектом является технологическое здание закрытого типа на несколько технологических линий низкотемпературной сепарации газа (НТС) с пропускной способностью по 5,0 млн. м³/сутки каждая. Система подготовки газа по левобережной части месторождения ограничивалась только установкой первичной подготовки газа с отделением неуглеводородной жидкости и большей части конденсата. Частично осушенный газ поставляется по шлейфам и дюкеру через реку Вилюй на основное правобережное УКПГ для последующей подготовки до товарной кондиции перед его поступлением в МГ.

На сегодняшний день строительство технологического здания не завершено, фактически его нет, а строительство установки первичной подготовки газа на левобережной части месторождения и вовсе не начиналось. Кроме того, по всем технологическим нормативам и общероссийской практике обустройства газовых месторождений левобережная часть Средневилюйского ГКМ должна быть обустроена УКПГ с полным циклом подготовки газа до товарной кондиции. В противном случае, при давлениях сепарации газа выше давления максимальной конденсации, равного, для данного состава пластового газа, 5,0-6,0 МПа, газовый конденсат (С₅+высш.) не переходит полностью в жидкую фазу. Просто конденсат не выделяется из газа даже в сепараторах на УКПГ. И тогда, возникает реальная угроза его конденсации и постепенного выпадения во внутрипромысловых газопроводах. Учитывая длину коллектора до правобережного УКПГ, составляющая более 10 км от сети левобережных скважин, и его рельефное понижение при переходе через пойму и русло реки Вилюй, вышеуказанная газосборная технологическая схема создает угрозу накопления жидкой фазы и возникновения гидратообразований по трубопроводу. Рельефное понижение в пойме и русле реки создает условия образования жидкостных пробок вследствие наличия вышеописанной гидродинамической ловушки. Все это может привести к снижению пропускной способности внутрипромысловых газопроводов и возникновению условий неуправляемых гидравлических напряжений. Вероятность таких явлений непременно будет возрастать с падением пластового давления в залежи, и соответственно, со снижением давления и скоростей потока в газопроводах.        Вышеприведенные негативные позиции являются результатом незавершенного строительства прежних лет и непродуманных проектных решений по некоторым объектам обустройства месторождения в начале его разработки.

На современном этапе освоения месторождения запущена технологическая установка для получения сжиженных углеводородных газов (СУГ) пропанобутановой фракции. СУГ выделяется из газов дегазации насыщенного конденсата, который переводится из сепараторов I и II ступеней УКПГ в процессе подготовки товарного газа. Вместе с тем эффективность процесса получения СУГ пропанобутановой фракции имеет прямую зависимость от степени снижения температуры сепарации газа (НТС) на УКПГ, в результате чего происходит значительное увеличение объемов насыщенного конденсата и объемов, растворенных в нем газов дегазации. Это, соответственно, приводит к увеличению выхода конечного продукта. В свою очередь, всякое усложнение технологического процесса подготовки газа, в том числе значительное снижение температуры сепарации газа (НТС) по сравнению с  проектным технологическим регламентом, и дополнение и изменение конструкции УКПГ, может приводить к повышению риска возникновения аварийных ситуаций на стратегическом объекте, не имеющего резервного варианта замены.

Исходя из вышеизложенных промысловых проблем и ситуации с подготовленными извлекаемыми запасами газа, считаем нужным подчеркнуть, что всякие попытки существенного увеличения добычи газа из Средневилюйского ГКМ с целью его использования на другие нужды обернутся высокими рисками для газоснабжения города Якутска и его окрестностей. При планировании инвестиционных проектов необходимо учесть, что освоение других месторождений Вилюйской НГО потребует огромных капиталовложений, порой несоизмеримых с имеющимися в них газовыми запасами. 

Разработка месторождений с использованием ДКС позволяет снижать давление на устье эксплуатационных скважин до 1,0-2,0 МПа. Этот способ дает возможность продлевать время эксплуатации скважин, значительно увеличивает объемы добычи газа, что соответственно повышает показатели КИГ при разработке месторождения. ДКС представляет собой сложное и очень большое сооружение строительство, которого требует огромных затрат. Стоимость строительства ДКС будет сопоставима  с затратами на все обустройство Средневилюйского ГКМ. Рентабельность строительства ДКС по общероссийскому опыту достигается при остаточных запасах в пределах 0,5-1,0 трлн. м³. Во всяком случае, очевидно, что обоснование строительства ДКС для извлечения нескольких десятков млрд. м³ газа представляется непростым делом.

В настоящее время надежность транспортировки природного газа от Средневилюйского ГКМ обеспечивается трехниточным магистральным газопроводом Средневилюйское ГКМ – Мастахское ГКМ – уч. Берге – Якутск. Из трех ниток первая нитка имеет износ 100%, вторая – более 65%. Третья нитка построена только до выработанного Мастахского ГКМ, и предстоит построить еще 80 км до основного Средневилюйского ГКМ. Очевидно, что повышенный износ газопроводов, имевшие место техногенные аварии [9-11] и возрастающие риски возникновения новых делают неотложным решение задачи обеспечения надежности эксплуатации, существующего газотранспортного хозяйства.

В данном случае в полной мере отражаются недостатки региональной специфики при замкнутой системе газообеспечения по схеме «источник – потребитель». При этом зимнее суточное потребление газа почти в два раза превышает среднегодовое и почти в три раза суточное потребление летнего периода. Конструктивные особенности обустройства месторождений и газотранспортной системы также рассчитаны на указанное газопотребление по максимальным нагрузкам. Следовательно, в летнее и межсезонное время все эти мощности примерно наполовину не востребованы. Данные особенности систем газоснабжения относятся для большинства районов с умеренными климатическими условиями по всей нашей стране и в мире. Указанные проблемы успешно решаются путем создания централизованных газотранспортных систем и резервирования газа в подземных хранилищах (ПХГ).

Ограниченность запасов газа Средневилюйского месторождения подробно рассмотрена в данной статье, поэтому вопрос подключения других месторождений является неизбежным. На правом берегу реки Вилюй в полосе действующих магистральных газопроводов расположены несколько газоконденсатных месторождений, общие запасы газа по которым превышают 250 млрд. м³. Однако, все эти месторождения, включая и Средневилюйское ГКМ в не столь отдаленном времени (15 лет) не в состоянии, каждое по отдельности, обеспечивать максимальное сезонное газопотребление центральных районов республики.

Проблему покрытия максимальных объемов добычи на долгие годы можно решить путем создания ПХГ в окрестностях г. Якутска.  ПХГ с объемом буферного газа всего 2-3 млрд. м³  может  обеспечить все годовое газопотребление (1,6 млрд. м³) по Центральной Якутии.

Также очевидно, при  замкнутой системе газообеспечения наличие ПХГ вблизи самих потребителей будет иметь неоценимые достоинства. Не говоря уже о полном снятии проблемы газотранспортной системы в случае возникновении аварийных ситуаций и значительного упрощения обустройства последующих объектов добычи газа. Появление оператора по хранению газа позволит разрабатывать небольшие месторождения, даже отдельные продуктивные скважины истощенных месторождений. Избавит от сезонных максимумов добычи газа путем его равномерного распределения в течение года. Накопленный за летний период объем газа можно использовать во время максимального потребления зимой.

Применение ПХГ в схеме газоснабжения в Якутии непременно будет востребовано в будущем. По этому пути повсеместно развивается вся газовая индустрия Мира. С позиций, что ближайшие регионы с наличием источников углеводородного сырья удалены от Центральной Якутии на расстоянии не менее 1000 км, то уверенностью можно говорить о том, что альтернативы резервированию природного газа окрестностях Якутска не существует.

Основными критериями выбора мест планируемого якутского ПГХ должны стать: близость к основным потребителям и к магистральной трубе, а также оптимальные глубины. Оптимальной является глубина, при которой объем буферного газа составляет более 50% (интервал глубин 1300-1700 м). Большие глубины требуют больших капиталовложений. При отсутствии локализованных контрастно выделенных изученных структур вблизи г. Якутска и по расположению коридора магистрального газопровода Средневилюйское ГКМ – Мастахское ГКМ – уч. Берге – Якутск целесообразно поиск места ПГХ совместить с поисками новых месторождений на ближайших перспективных территориях. Геологические предпосылки обнаружения небольших месторождений в окрестностях г. Якутска подробно изложены в работе [12]. 

IV. ВЫВОДЫ

Геологические запасы газа Вилюйской нефтегазоносной области рассредоточены на большой территории. Открытые здесь месторождения отличаются сложным геологическим строением и состоят из множества мелких залежей в различных стратиграфических уровнях.

Представлены оценки начальных геологических запасов газа Средневилюйского ГКМ разных лет и извлекаемых объемов газа без применения ДКС. Отмечено, что при существующей системе разработки Средневилюйского ГКМ и особенностей транспортировки газа коэффициент извлечения газа ожидается на уровне не выше 0,6. Сделан вывод, что месторождение может поддерживать текущий уровень добычи газа максимум на 15 лет.

Показана нецелесообразность применения ДКС на  Средневилюйском ГКМ и необходимость подключения к МГ других  месторождений Хапчагайского вала. Обозначены проблемы и риски промыслов Средневилюйского ГКМ и существующего газотранспортного хозяйства.

Для решения всего комплекса проблем предложено организовать ПХГ в окрестностях г. Якутска, которое позволит:

— решить проблему выраженной сезонной контрастности добычи на Средневилюйском ГКМ за счет использования мощностей ПХГ в зимнее время и планомерного заполнения ПХГ в летнее время.

— подключить другие месторождения Хапчагайского вала для заполнения ПХГ, что позволит разрабатывать Средневилюйское месторождение в щадящем режиме.

— снизить риски в случаях возникновения нестандартных ситуаций магистральном газопроводе Кысыл-Сыр – Мастах – Берге – Якутск.

— позволит уверенно принимать управленческие решения по расширению рынка газопотребления и повысить инвестиционную привлекательность газовых ресурсов Вилюйской нефтегазоносной области.

Создание объекта ПХГ  и резервирования природного газа для газообеспечения Центрального промышленного района Якутии может открыть новую эпоху в развитии газовой отрасли и, следовательно, всей энергетики региона, на современном технологическом уровне.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Сивцев А.И. Причины низкой эффективности разработки Толон-Мастахского ГКМ // Электронный журнал «Нефтегазовое дело», 2008. http://www.ogbus.ru/authors/Sivtzev/Sivtzev_1.pdf. — с.20
2. Сивцев А.И. Потенциальные зоны заводнения залежи Т₁-III Средневилюйского газоконденсатного месторождения// Электронный журнал «Нефтегазовое дело», 2009. http://www.ogbus.ru/authors/Sivtzev/Sivtzev_2.pdf. — с.10.
3. Бурлуцкая И.П., Гричаников В.А., Овчинников А.В. О возможности использования опыта определения конечной газоотдачи пластов, представленных терригенными коллекторами мидконтинента (США), при оценке извлекаемых запасов газа месторождений Арктического шельфа России// Геология, география и глобальная энергия. 2011. Вып. 4 (43). – С. 122-126
4. Васильев Ю.Н., Ильницкая В.Г. Основные факторы, влияющие на коэффициент конечной газоотдачи// Вести газовой науки. № 3 (19). 2014. – С.116-120.
5. Гричаников В.А., Бурлуцкая И.П., Овчинников А.В. Анализ результатов разработки месторождения «Урга» с целью определения возможной выработки запасов газа и конечной газоотдачи //Научные ведомости. Серия естественные науки. 2011. № 21 (116). Выпуск 17. — С.170-174.
6. Зыкин М.Я., Перемышцев Ю.А., Фриман Ю.М. Основные положения методики обоснования конечной газоотдачи месторождений (залежей)// Недропользование – XXI век. Вып. 5, 2008. – С.34-42.
7. Меньшиков С.Н., Облеков Г.И. О коэффициенте газоотдачи// Экспозиция нефть газ. Вып. 5/Н, 2010. – С.4-5.
8. Сивцев А.И. Изучение неоднородности продуктивного горизонта Т₁-III и ее влияние на геолого-промысловые характеристики залежи (На примере Средневилюйского ГКМ) / автореф. дисс. к.г.-м.н. – Якутск, 2011. – 18 с.
9. Макаров П. В., Сильвестров Л. К. Проблемы резервирования газоснабжения Якутского промышленного узла // Энергия: экономика, техника, экология. 2007. № 2. С.26-29.
10. Макаров П. В., Сильвестров Л. К. Якутия — проблемы газификации // Энергия: экономика, техника, экология. 2015. № 9. С.30-35.
11. Макаров П.В., Сильвестров Л.К., Сивцев А.И.,  Таран В.И. Газ в запас – газета Якутия. 2016. 08 авг. С. 12.
12. Сивцев А.А., Чалая О.Н., Зуева И.Н. Перспективы нефтегазоносности  Центральной  Якутии как ресурс энергобезопасности. //Электронный журнал «Нефтегазовое дело», 2009. http://ogbus.ru/files/ogbus/issues/2_2016/ogbus_2_2016_p71-84_SivtzevAI_ru.pdf — с.14.
13. «Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин» /Под редакцией Г.А.Зотова, З.С.Алиева и другие, утвержденная Мингазпромом СССР от 14.06.1979 года.
14. «Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин». Часть I и II. Инструкция Р Газпром 086-2010, утверждена ОАО «Газпром» от 05 августа 2010 года.
15. «Методическое руководство по подсчету балансовых и извлекаемых запасов конденсата, этана, пропана, бутанов, неуглеводородных компонентов, определению их потенциального содержания в пластовом газе, учету добычи конденсата и компонентов природного газа».  ВНИИГАЗ, 1990 год.  Согласовано ГКЗ РФ.
16.  Руководство по исследованию скважин / А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов – М., Наука,  1995 год.
17. «Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконденсатных систем» / А. И. Гриценко, И. А. Гриценко, В. В. Юшкин, Т. Д. Островская.  Москва. Недра. 1995 год.
18.  Отчет «Пересчет запасов газа Средневилюйского ГКМ.» (горизонты Т₁-II, Т₁-III) ОАО «Якутгазпром»  г. Якутск, 1999 год.
19. «Материалы по обоснованию оперативных изменений запасов газа и конденсата в нижнетриасовых отложениях (пласты Т₁-II, Т₁-III) Средневилюйского месторождения Республики Саха (Якутия) по состоянию на 01.01.2011 год. ОАО «ЯТЭК», ЗАО «НИИ ГЕОПРОЕКТ», Москва, 2011год.
20. Отчет «Технологический проект разработки Средневилюйского газоконденсатного месторождения Республики Саха (Якутия), ОАО «ЯТЭК», РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Москва, 2013 год.
21.    Ю.П. Коротаев. Эксплуатация газовых месторождений.  Москва, : Недра, 1975 год.
22. Самсонов Р.О., Бузинов С.Н., Джафаров К.И. История организации подземного хранения газа в СССР – России – журнал Георесурсы 4(36) 2010 г.
23. Бузинов С.Н. Подземное хранение газа. Полвека в России: опыт и перспективы. CD-ROM Издательство М.: ВНИИГАЗ, 2008 год – 463 с.