Термодинамическое моделирование фазового поведения природных углеводородных систем тема автореферата и диссертации по химии, 02.00.04 ВАК РФ

ВВЕДЕНИЕ

1. МЕТОДЫ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ И СВОЙСТВ ПЛАСТОВЫХ

НЕФТЕЙ

1.1 .Экспериментальные методы исследования пластовых нефтей.

1.2. Методы прогнозирования парожидкостного равновесия пластовых нефтей.

1.3. Методы прогнозирования свойств пластовых нефтей

1.3.1. Уравнения состояния Соава и Пенга-Робинсона

1.3.2.Давление насыщения нефти газом

1.3.3. Объемный коэффициент

1.3.4. Плотность пластовой нефти

1.3.5. Вязкость пластовой нефти

ВЫВОДЫ .'.

2. МЕТОДЫ И АППАРАТУРА, ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ ПРИ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОМ ИССЛЕДОВАНИИ ПЛАСТОВЫХ

НЕФТЕЙ

2.1. Общий объём и представление результатов исследований пластовых нефтей

2.2. Отбор проб пластовых флюидов и оценка качества образца

2.2.1. Отбор проб с забоя скважины

2.2.2. Рекомбинированные пробы

2.3. Приборы и аппаратура для исследования пластовых нефтей

2.3.1. Безртутная аппаратура для исследования объемнофазовых соотношений углеводородных пластовых флюидов RUSKA

2.3.2. Капиллярный вискозиметр RUSKA

2.3.3. Плотномер ДМА-512-Р

2.4. Определение составов жидкой и газовой фазы

2.4.1. Газохроматографические методы.

2.4.2. Другие аналитические методы исследования состава и свойств нефти.

ВЫВОДЫ .;.

3. АСПЕКТЫ МНОГОМЕРНОГО ПОДХОДА К АНАЛИЗУ РЕЗУЛЬТАТОВ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКОГО ПОВЕДЕНИЯ ПРИРОДНЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ

3.1. Математический аппарат, использованный для решения задач, связанных с анализом данных экспериментального определения свойств и составов нефтей

3.2. Выявление источников поверхностных разливов нефти

3.3. Применение методов многомерной статистики при термодинамическом моделировании пластовых систем

ВЫВОДЫ

4. ТЕРМОДИНАМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ СОСТАВА И СВОЙСТВ ПРИРОДНЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ

СИСТЕМ . . . „. Л

4.1. Проблемы равновесного состояния нефтяных углеводородных систем

4.2. Распределение углеводородов по температурам кипения (распределение Эйгенсона) как способ определения состава пластовых нефтей

4.3. Прогнозирование газосодержания нефти

4.4. Константы фазового равновесия и давление

При решении задач, связанных с подсчётом запасов и проектированием разработки нефтяных месторождений, решающие значение имеет исследование продукции скважин. Данные о свойствах пластовых флюидов входят в перечень обязательной информации наряду с результатами интерпретации данных геохимических и геолого-геофизических исследований, данными ЗБ- или детализационной 20-сейсморазведки, .сведениями о добыче, замерами текущего пластового давлении и температуры, материалами лабораторных анализов образцов пород-коллекторов и т.д. [86].

Для изучения основных параметров нефтегазовых пластовых флюидов наряду с экспериментальными исследованиями широко применяются расчётные методы определения их фазового поведения и свойств, необходимость в использовании которых возникла вследствие объективных сложностей, а порой и невозможности проведения эксперимента ввиду специфики исследуемого объекта.

Для обоснования принципиальной возможности расчётного моделирования термодинамических и физико-химических параметров природных углеводородных систем изучено поведение дисперсии экспериментальных результатов на материале исследований свыше 300 нефтяных скважин (в среднем 3 параллельных отбора проб из каждой). Исдользованные результаты были получены при обосновании характеристик пластовых флюидов для подсчёта запасов, проектов разработки и обустройства нефтяных месторождений с момента ввода залежей в эксплуатацию до настоящего времени. Анализ показал, что погрешности пробоотбора более чем на порядок превышают погрешности анализа независимо от характеристик приборного обеспечения, на котором выполнялись работы. В табл. 1 представлена усредненная величина отклонения определяемого параметра (Б) для параллельных отборов проб 6 нефтегазовых смесей в единицах этого параметра и в процентах по отношению к гипотетической пластовой нефти, которая обладала бы средними для исследуемого массива данных свойствами.

Из результатов проведённого анализа следует заключение, что критерием жизнеспособности расчётных методов является, во-первых, требование к точности определения термодинамических и физико-химических свойств нефтегазовых систем, которая должна быть соизмерима с приведёнными в табл. 1 значениями. Во-вторых, методы должны обладать определённым универсализмом, т.е. при переходе к новым объектам должна сохраняться общность рассуждений с возможностью учета специфические особенности этих объектов.

Таблица 1.1

Характеристика погрешностей экспериментального определения свойств пластовых нефтегазовых систем

Оценка дисперсии данных эксперимента Давление насыщения, МПа Коэффициент сжимаемости, 1/МПа-Ю"4 Газосодержание, м3/т Объёмный коэф-т Плотность газонасыщенной нефти в пластовых условиях, кг/м3 Вязкость газонасыщенной нефти в пластовых условиях, мПа-с

8 0.89 0.68 6.45 0.02 6.69 0.44

8,% 10% 6% 10% 1% 1% 15%

Расчётные методы исследования в области нефтегазовых систем появились и в дальнейшем развились на базе накопленного экспериментального материала. В некоторых аспектах расчетные методы достигли достаточной степени совершенства и могут считаться самостоятельной основой для получения необходимой информации при решении технологических задач нефтедобычи. Эксперимент, проводимый в специальных случаях, является лишь инструментом подтверждения, критерием истинности полученных расчётным путём результатов. 7

За последние годы в развитии методов расчёта свойств нефтегазовых смесей выделяются три основных направления: первое - использующее эмпирические корреляции; второе - основанное на применении объективных закономерностей строения и свойств углеводородов, созданных на базе теоретических физико-химических и термодинамических предпосылок; третье - являющееся комбинацией этих двух направлений и сочетающее теоретическое обоснование модели расчёта с эмпирическими корреляциями.

Значительный вклад в развитие расчётных методов определения свойств природных углеводородных смесей внесли: Д.Л. Катц, А.Ю. Намиот, М.Б. Стендинг, Т.Д. Островская, Д. Пенг, Д.Б. Робинсон, Г. Соав, Г.С. Степанова, Г.Ф. Требин, А.И. Хазнаферов, Д.М. Шейх-Али, А.С.Эйгенсон и другие.

Подход с использованием эмпирических корреляций для отдельных стратиграфических подразделений обычно приводит к лучшим результатам, чем теоретически обоснованный метод, но его основные выводы применимы зачастую в очень узкой области изменения исследуемых параметров при ярко выраженном региональном характере выводов. В качестве примера здесь можно привести широко известные номограммы Стендинга [26] для определения объёмных характеристик пластовой системы и давления насыщения нефти газом, которые по отношению к нефтегазовым месторождениям Западной Сибири имеют низкую степень достоверности получаемых результатов.

Теоретические методы, основанные на молекулярном строении частиц, входящих в состав исследуемого вещества, не нашло применения для нефтегазовых систем. Это вызвано невозможностью полного определения состава и свойств нефтяных компонентов, несмотря на тот факт, что с развитием экспериментальной техники появляются новые аналитические методы, позволяющие идентифицировать всё большее количество молекулярных фрагментов. 8

Решением проблем, сопутствующих первому и второму направлениям, является создание системы комбинированных методов расчёта. Наиболее известными приложениями к нефтегазовым смесям являются кубические уравнения состояния. Этот подход изначально основан на строго обоснованном с термодинамической точки зрения уравнении Ван-дер-Ваальса для реального газа, где члены, отвечающие за отклонение от идеальности, преобразовывались соответствующим образом для наилучшего согласования результатов расчета с экспериментом.

По данным исследования API, наиболее пригодными для исследования парожидкостного равновесия природных углеводородных смесей в области термобарических условий, соответствующих технологии нефтедобычи, являются двухпараметрические уравнения Соава-Редлиха-Квонга [23] и Пенга-Робинсона [17], которые дают лучшие результаты по сравнению с параллельно исследованными более сложными уравнениями. Уравнение Пенга-Робинсона более эффективно для представления данных о PVT-характеристиках вблизи критической точки. В то же время эти уравнения дают менее точные результаты, чем уравнение Ли-Кеслера, при расчёте отклонения энтальпии. Кубические уравнения Соава-Редлиха-Квонга и Пенга-Робинсона довольно просто вводятся в компьютерные программы и требуют в пять раз меньше машинного времени, чем уравнения Бенедикта-Уэбба-Рубина-Старлинга и им подобные [98].

Обзор опубликованных работ приводит к выводу, что, несмотря на возрастащщие число исследований, далеко не в каждом» , случае обеспечивается достаточное соответствие реально происходящим промысловым процессам. Это затрудняет корректную оценку эффективности технологических схем разработки и обустройства месторождений, систем сбора и подготовки нефти. Необходимы поиски новых путей решения проблемы, сочетающие оптитмальный объем лабораторных исследований и расчётные планы, основанные на закономерностях состава и свойств 9 нефтегазовых систем, выявленных в процессе анализа накопленных экспериментальных данных.

АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ. Эффективность применения различных методов воздействия на пласт, а также действенность всей системы разработки во многом определяются степенью изученности физико-химических и термодинамических характеристик пластовых нефтей. Исходная информация о составе и свойствах пластовых флюидов устанавливается, как правило, на основе лабораторного исследования глубинных проб, отбираемых с забоя фонтанных скважин. Порядок экспериментальных определений и виды анализов регламентированы отраслевым стандартом ОСТ 39-112-80 «Нефть. Типовое исследование пластовой нефти»[81] и его обновлённым изданием [82].

Процесс отбора глубинных проб зачастую связан с рядом определенных факторов, которые затрудняют или делают вообще невозможным проведение необходимых работ, особенно на скважинах с осложненными условиями эксплуатации. Основные причины, препятствующие качественному отбору проб, в общем случае сводятся к следующим: механизированный способ эксплуатации скважины, при котором пространство НКТ занято технологическим оборудованием; - повышенная обводненность продукции скважины; наличие в скважине двухфазного газожидкостного потока, обусловленное снижением давления на забое ниже давления насыщения нефти газом. За последние годы механизированный фонд скважин возрос на некоторых предприятиях до 80-100%. Вследствие этого изучение продукции скважин в процессе эксплуатации невозможно, а имеющийся минимальный объём исследований приурочен, в основном, к периоду разведочного бурения.

10

Кроме того, даже при объективной возможности отбора глубинных проб необходимо предварительно выполнить достаточно длительную процедуру подготовки скважины и вывода её на режим притока из пласта однофазной нефти.

В то же время наличие стандартного набора результатов анализа пластовой нефти не освобождает исследователя от необходимости обоснования параметров флюидов при каких-либо иных термобарических условиях, обусловленных индивидуальными особенностями моделируемого технологического процесса.

Поэтому даже при существовании развитой экспериментальной исследовательской базы важнейшее значение имеет совершенствование аналитических методов определения состава и свойств нефтегазовых систем. Замена экспериментального изучения свойств пластовой углеводородной смеси расчетом позволяет, с одной стороны, обойти технические трудности, неизбежно возникающие при отборе глубинных проб и моделировании высоких температур и давлений. С другой стороны, наличие надежных расчетных методов открывает' возможность оперативного решения однотипных задач на стадии анализа вариантов проектирования с использованием наиболее доступной первичной информации.

Дополнительным преимуществом аналитических (расчетных) методов является целесообразность их применения на поисково-оценочном этапе освоения залежи, когда не предусматривается финансирование работ по отбору и исследованию глубинных проб пластовых флюидов, а проводятся лишь оперативные анализы жидкостей и газов и устанавливаются их дебиты. Помимо этого, в некоторых случаях решающим фактором может явиться дороговизна самого экспериментального исследования.

11

ЦЕЛЬ- РАБОТЫ: обосновать целесообразность применения методов многомерной математической статистики к обработке экспериментальных данных исследования пластовых флюидов; продемонстрировать необходимость и достаточность расчётного моделирования при определении характеристик нефтегазовых систем для практического использования на примере месторождений Западной Сибири; разработать последовательный комплекс моделирования параметров глубинных флюидов, основанный на результатах оптимального минимума лабораторных исследований поверхностных фаз; создать легко реализуемые на ЭВМ алгоритмы расчёта свойств нефтегазовых смесей.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА. Экспериментально установлены значения основных физико-химических характеристик нефти и газа и их смесей для вводимых в эксплуатацию месторождений Сургутского региона Западной Сибири. Предложен и апробирован на реальных объектах способ экспериментального определения состава попутно добываемых нефтяных газов, основанный на сочетании методов капиллярной, и колоночной газовой хроматографии.

Выполнен комплексный анализ накопленного экспериментального материала по свойствам пластовых и дегазированных нефтей с использованием методов статистического многомерного подхода. Разработана математическая модель нефтегазовой системы, позволяющая существенно увеличить выход полезной информации при ограниченном объеме исходных экспериментальных данных. На базе предложенной математической модели обоснована целесообразность использования модельных аналогов пластовых систем и представлены практические рекомендации по их выбору при подсчёте запасов и эксплуатации разрабатываемых и вновь вводимых в разработку залежей.

12

С применением методов многомерного статистического анализа разработаны следующие оперативные методики, основанные на учете индивидуальных особенностей дегазированных нефтей:

- определение притоков из многопластовых месторождений [65];

- выявление источников поверхностных разливов нефти [61].

На основе изучения универсальной закономерности нормального (гауссова) распределения компонентно-фракционного состава дегазированной нефти [112] предложен способ прогнозирования состава и свойств газонасыщенной нефти в условиях пласта [12]. Разработаны новые эмпирические выражения взаимосвязи состава и свойств пластовых нефтей месторождений Западной Сибири в зависимости от термобарических условий существования и фазового состояния природных углеводородных систем.

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ. Автор защищает разработанный подход и количественные аспекты термодинамического моделирования состава, свойств и фазового состояния природных углеводородных систем в пласте и при движении в системе промыслового обустройства, которые продемонстрировали свою состоятельность в процессе экспериментального изучения пластовых нефтей Западной Сибири.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ РАБОТЫ. Предлагаемый автором комплекс расчётного моделирования рекомендуется использовать при обосновании параметров пластовых флюидов для подсчёта запасов нефти и ресурсов нефтяного газа, при . проектировании и оптимизации технологических процессов разработки и обустройства нефтяных месторождений Западной Сибири. Результаты расчётного моделирования имеют точность, сопоставимую с результатами экспериментального определения характеристик нефтегазовых систем.

Разработанные автором методы расчётного моделирования фазовых превращений и характеристик углеводородного сырья использованы в проектах разработки и обустройства ряда нефтяных, месторождений

13

Сургутского района Западной Сибири, составленных институтом СургутНШМнефть в период с 1999 по 2001 г.

Методы многомерного статистического анализа данных о свойствах дегазированных нефтей с аспектами соответствующего планирования экспериментальных работ использованы для решения вопросов идентификации поверхностных разливов в зоне пересечения магистральных трубопроводов на территории месторождений Сургутнефтегаз.

ФАКТИЧЕСКИЙ МАТЕРИАЛ. В качестве фактического материала приняты результаты экспериментального определения пластовых и дегазированных нефтей, выполненного в ходе обоснования параметров для подсчёта запасов, проектирования, разработки и обустройства нефтяных месторождений Западной Сибири с начала освоения по 2001 год с использованием комплекса базовой информации о свойствах продукции из около 2000 скважин более 100 нефтяных месторождений. В период с 1997 по 2001 год ряд исследований, на которые ссылается автор, выполнены при его непосредственном участии.

АПРОБАЦИЯ ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ И ПУБЛИКАЦИИ. Отдельные аспекты диссертационной работы обсуждались и докладывались на XIX, XX, XXI конференциях молодых учёных и специалистов СургутНИПИнефть и Сургутнефтегаз (Сургут, 1999-2001 г.г.) и конференции молодых ученых и специалистов СибНИИНП (Тюмень, 2001г.); на XXXV научно-технической конференции ТНГУ «Научные проблемы ЗападноСибирского нефтегазового региона» (Тюмень, 1999 г); на IV Международной конференции, посвященной 275-летию Российской академии наук и 30-летию Института химии нефти СО РАН (Томск, 2000 г); на научно-технической конференции СибНИИНП «Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке» (Тюмень, 2001 г.); на конференции Смоленского филиала Московского энергетического института «Математические методы в технике и технологии» (Смоленск, 2001 г.); на научно-практической конференции .ОАО

14

Сургутнефтегаз «Современные методы извлечения нефти из сложнопостроенных и низкопроницаемых коллекторов Западной Сибири» (Сургут, 2001г.)

Основные положения работы опубликованы в 8 научных статьях, опубликованных в научно-технических сборниках и периодической печати.

ОБЪЁМ И СТРУКТУРА РАБОТЫ. Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав и заключения, содержащего выводы и рекомендации. В качестве приложений приведены результаты модельных экспериментальных исследований, таблицы сопоставления расчётных и экспериментальных данных.

ВЫВОДЫ

На основании выполненных экспериментальных исследований и результатов анализа выявленных закономерностей разработана и практически реализована методика термодинамического моделирования состава и свойств пластовых углеводородных систем на примере месторождений Западной Сибири. Взаимосвязь всех рассчитанных характеристик обеспечивается единством базовой информации, включающей минимум экспериментально определяемых величин, которые исследуются обычно на стадии разведки месторождений. Полномасштабная реализация методики позволяет выполнить оценку фазового поведения и свойств природных газонефтяных систем даже при отсутствии качественных глубинных проб пластовых флюидов. В общем случае определение всех параметров, необходимых для проектирования и оптимизации технологических процессов нефтедобычи, производится в следующей последовательности.

1. Из разведочных или эксплуатационных скважин производится отбор глубинных проб пластовой газонасыщенной нефти. При невозможности отбора глубинных проб (по техническим или иным причинам) отбираются поверхностные устьевые пробы газа и жидкости с одновременным замером на скважине текущего соотношения газовой и жидкой фаз (последнее условие осуществимо только при наличии специальных технических средств). С учётом соотношения «газ-жидкость» проводится рекомбинация аналога пластовой нефтегазовой смеси (аналога глубинной пробы) для дальнейшего экспериментального исследования.

2. На основании результатов хроматографического анализа состава глубинных или рекомбинированных проб определяется компонентный состав газонасыщенной пластовой нефти. При невозможности отбора глубинных проб и отсутствии промысловых замеров соотношения .«газ-т .

147 жидкость» компонентный состав пластовой нефти рассчитывается по результатам компонентно-фракционного анализа устьевых проб, основываясь на закономерности распределения состава (распределения Эйгенсона).

3. По компонентному составу пластовой нефти и свойствам устьевых проб (плотность, вязкость дегазированной нефти) рассчитываются параметры нефти в условиях пласта (вязкость, плотность, коэффициенты сжимаемости и температурного расширения), а также характеристики однократного и дифференциального процессов разгазирования газонефтяной смеси в соответствии с технологической схемой, принятой на месторождении. Расчёт констант фазового равновесия (КФР) проводится на основании модифицированного полуэмпирического метода (см. уравнения (4.24-4.26)).

4. С использованием найденных констант фазового равновесия вычисляются коэффициенты регрессии термического и барического изменения КФР и методом последовательных приближений Ньютона-Рафсона рассчитывается кривая насыщения нефтегазовой смеси. Таким образом, в ходе реализации представленного расчётного алгоритма оказывается принципиально реальным охватить исследованием максимально возможное число скважин на месторождении вне зависимости от условий их эксплуатации и избежать влияния факторов, осложняющих экспериментальное изучение характеристик нефтегазовых систем.

Результаты расчётного моделирования позволяют достаточно точно прогнозировать поведение нефтегазовых смесей на всех этапах добычи, сбора, подготовки и транспорта продукции скважин. Показано, что расчетные методы имеют точность, вполне сопоставимую с точностью инструментальных измерений, при несоизмеримо более высокой оперативности и универсальности определения параметров пластовых систем.

148

1. Baker L.E., Luks K.D. Critical point and saturation pressure calculations for multipoint systems. // Society of Petroleum Engineers.-1980.- vol.20.- №1.-pp. 15-24.

2. Beggs H.D., Robinson J.R. Estimating the viscosity of crude oil systems. // Journal of Petroleum Technology.- 1975.- vol.27.- №6.- pp.1140-1141.

3. Caixeiro E. Correlacoes de propridades de Fluido em campos do Brasil. // Boletim tecnico do Petrobras.- Rio de Janeiro.-1978.- vol. 21.- №2,- pp.117144.

4. Cavett R.H. Physical Data for Dist Calculation Vapor-Liquid Equilibria. //tVi

5. Midyear Meeting.- API Division of Refining.- San Francisco.-V.42.-1962.-P.351-366.

6. Conrard P.C., Gravier J.E. Peng-Robinson equation of state checks validity of PVT experiments // Oil and Gas Journal.-1980.- vol.78.-№16.- pp.77-86.

7. Dowling G.R., Todd W.G. Comparing vapor-liquid equilibrium correlations // Chemical Engineering.- 1973.-№80.-p.p. 115-120.

8. Duewer D.L., Kovalski B.R.- Shatzki T.F. Chemmetric // Anal.Chem.-1975.-V.47.-p.l573

9. Engineering Data Book NGPSA. Tulsa.- Oklahoma.- 14-th ed.- 1998.382 p.

10. Glasq Oisten. Generalized pressure-volume-temperature correlations. // Journal of Petroleum Technology.- 1980.- vol.32.- № 5.- pp.785-795.

11. Gouel P. Correlations entre la compostion des mélanges d'hydrocarbures et leurs propriétés physiques // Rewue de l'Institut Français du petrolr.- 1979.-vol. 34.-№5.-pp.733-751.

12. Hewlett Packard Company Operating Manual. HP Series II & II Plus 9- edit. Printed in USA.- 1994.-290 p.

13. Krikunov V., Shilov V. Methods of thermodynamic modeling at fluid149parameters substantiation for West Siberian fields with the complicated conditions of development. // Progress in Mining and Oilfield Chemistry.-Hungary.- в печати.

14. Little I., Kennedy H. A correlation of the viscosity of hydrocarbon systems with pressure.- temperature.- and composition. // Soc. Pet. Eng. J.- June 1968.- pp.157-162.

15. Lohrenz I.- Bray B.- Clark C. Calculating viscosities of reservoir fluids from their compositions. // Journal of Petroleum Technology.-October 1964.-pp.l 171-1176.

16. Michelsen M.L. Calculation of multiphase equilibrium in ideal solutions // SEP 8802.-The Department of Chemical Engineering.-The technical University of Denmark.-1988.- p.p.206-222

17. Pedersen K.S., Fredenslund Aa., Thomassen P. Properties of Oil and Natural Gases Houston: Gulf Publishing Inc.- 1989.- p.232

18. Peng D-Y., Robinson D.B. A new two constants equation of state // Society of Petroleum Engenering of AIME.- Dallas.- 1981.- №15- p.46-52

19. Penq D.Y., Robinson D.B., Boshnoi P.R. The use of the Soave-Redlich-Kwong equation of state for predicting condensate fluid behavior. Barking: 9-th World Petroleum Congress.- 1975.-Preprint.

20. Petroleum Engineering Handbook Society of Petroleum Engineers ISBN 155563-010-3.- Third Printing.- Feb. 1992.- p.1867

21. PVT-sim Version 6.2 User Guide Denmark: CALSEP A/S.- DewPoint A/S.- 1995-389 p. .л

22. Ruska Mercury-Free PVT School. Phase Behavior and Fluid Properties / Houston.- Texas.- 1995.- 380 c.

23. Sim W.I., Daubert Т.Е. Prediction of vapor-liquid eqilibria of undefined mixtures. // Ind.Eng.Chem.Process Des.Dev.-1980.- vol.19.- № 3.- pp.386393.

24. Soave G.S. Equilibrium constant from a modified Redlich-Kwong equationof State // Society of Petroleum Engenering of AIME.- №156Dallas.- 1981.150р.64-71

25. Stalkup F.I. Miscible Displacement // Monograph Volume 8.- H.L. Doherty Series.- Society of Petropleum Engineering.- 1984.- p.64-78

26. Standing M.B. A set of equations for computing equilibrium ratios of a Crude Oil (Natural Gas system at pressures below 1000 psia). // Journal of Petroleum Technology.- 1979.- vol.31.-№ 9.- pp.1193-1195.

27. Standing M.B. Volumetric and Phase Behavior of Oil Field Hydrocarbon System // Society of Petroleum Engenering of AIME.- Eight Printing Dallas 1977.-p.130.

28. Standing M.B., Katz D.L. Density of Natural Gas // Society of Petroleum Engineers of AIME.- № 156.- 1981.- p. 119-128

29. Standing M.B.- Katz D.L. Density of Crude Oils Saturated with Natural Gas // Society of Petroleum Engineers of AIME.- №156.- 1981.- p. 112-118

30. Standing M.B.- Katz D.L. Vapor-liquid Equilibria of Natural Gas-Crude Oil Systems // Society of Petroleum Engineers of AIME.- №156.- 1981.- p. 129142

31. UK Central Laboratory Capability Manual NAMAS Accredited.- CAA Accredited.-1993

32. User Manual. Ruska Positive Placement Pump / Houston,- Texas.- 1995.420 c.

33. User Manual. Ruska PVT. Model 2370 Houston.- Texas.- 1995.- 363 c.

34. Winn F.W. Simplified nomographie presentation hydrocarbon vapor-liquid equilibria. // Petrol. Refiner.- vol.33.- № 6.- 1954.

35. Амерханов И.М. Методы и аппаратура для исследования пластовых нефтей и газов. Обзорная информация М.: ВНИИОНГ.- 1978.- 54с.

36. Амикс Д., Басе Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. М.:

37. Гостоптехиздат.- 1962.- 571с.

38. Андерсон Т. Введение в многомерный статистический анализ. М.: Из-во физ-мат школы.- 1963.- 500с.

39. Аржанов Ф.Г., Вахитов Г.Г., Евченко B.C. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Западной Сибири. -М.: Недра.-1979.- 335с.

40. Арутюнов Ю.И. Хроматографическое измерение состава нефтяных газов. М.: Недра,- 1987.- 263 с.

41. Батунер Л.М., Позин М.Е. Матеметические методы в химической технике. Л.: Химия.- 5 из-ие.- 1975.- 232с.

42. Богомолов А.И., Темянко М.Б., Хотынцева Л.И. Современные методы исследования нефтей. Л.: Недра.- 1984.- 430

43. Введенский A.A. Термодинамические расчёты нефтехимических процессов. -М.: Гостоптехиздат.- 1957.- с.294-322

44. Викторов А.И., Смирнова H.A. Термодинамическая модель агрегирования асфальтенов и их осаждение из нефти // Журнал прикладной химии.- 1998.- т.71.- вып.4.- с.685-691

45. Викторов М.М. Методы вычисления физико-химических величин и прикладные расчеты. Л.: Химия.- 1977.- 360с.

46. Гаврилов В.П. Происхождение нефти М.: Наука.- 1986.- 176с.

47. Гиматудинов Ш.К., Борисов Ю.П., Розенберг М.Д. и др. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. М.: Недра.- 1983.- 463с.

48. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта М.: Недра,- 1982,- 311 с.

49. Гуревич Г.Р., Ширковский А.И. Аналитические методы исследования парожидкостного состояния природных углеводородных газов. (Обзор зарубежной литературы). -М.: ВНИИОНГ.- с-ия Добыча.- 1975.- 135с.

50. Доломатов Л.В.- Кутуков Л.В.- Кутуков И.Е. Адекватность математических моделей для- расчёта вязкости смесей , жидких152нефтепродуктов. // Химия и технология топлив и масел.- №3.- 2001.-с.43-45

51. Дуброва О.В., Хазнаферов А.И. Корреляция вязкости пластовых нефтей. // Краснодар: Тр. ВНИИКрНефть.- вып. 10.- 1975.- с.143-146.

52. Дунюшкин И.И., Константинович Е.М., Павленко В.П. Метод расчета объемного коэффициента и плотности нефти. // М.: ВНИИОЭНГ.- Д-ды НТС Нефтепромысловое дело.- 1982.- № 6.- с.4-5.

53. Ермакова А., Фадеев С.И., Аникеев В.И. Расчёт химического равновесия в многокомпонентной смеси с учётом её неидеальности // М.: Наука.- Журнал физической химии.- т.75.- №8.- 1394-1403

54. Ершов В.А., Каптелинина Н.М., Муравьев П.М., Скорлупкина Н.С., Ярышев Г. М. Исследование закономеоностей применения вязкости нефтей Западной Сибири. // Тюмень: Д-ды НТС Проблемы нефти и газа Тюмени.-1977.-№ 33,-с.20-23.

55. Жванецкий И.В., Платонов В.М. Расчет констант фазового равновесия нефтяных фракций. М.: ЦНИИТЭХим.- Нефтепереработка и нефтехимия.-1975.- № 10.- с13-14.

56. Жузе Т.П., Ушакова Г.С-.>, Зазовский В.Ф. Уравнения для расчета на ЭВМ констант фазового равновесия углеводородных смесей. // Нефтяное хозяйство.- 1981.-№ 6.- с.51-54.

57. Журнал Всесоюзного Химического общества им. Д.И. Менделеева. -1986,-т. XXXI.-№5.

58. Загорученко В.А., Бикчентай Р.Н., Вассерман A.A. и др. Теплотехнические расчеты процессов транспорта и разгазификации природных газов М,:.Недра.- 1980.- 320 с.

59. Ионе К.Г. О возможности каталитического абиогенного синтеза углеводородных масс в слое земной коры // Томск: "STT".- М-лы IV Международной конференции. Т.1.- 2000.- с. 19-22

60. Каплун А.Б., Мешалкин А.Б. О структуре единого уравнения состояния жидкости и газа // М.: Наука.- Доклады академии наук.- 2001.- т.376.-№5.-624-628

61. Крикунов В.В. Исследования закономерностей компонентно-фракционного и химического состава пластовых нефтей // Тюмень: СИБНИИНП.- Сб. Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке.- 2000.-ч.2.- с. 150-154

62. Крикунов В.В. Применение универсальных закономерностей распределения углеводородов в аналитических методах расчёта составов и свойств пластовых нефтей // Томск: "STT".- М-лы IV Международной конференции. Т. 1.- 2000.- с. 46-51

63. Крикунов В.В. Расчётное моделирование фазового состояния нефтегазовых смесей. // Екатеренбург: Из-во Путеведъ.- Сб. трудов Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газовых месторождений.- Вып. 3.- 200Т.- с. 135-141 v

64. Крикунов В.В., Мосунов Ю.А., Шилов В.И. Сравнительная физико-химическая характеристика нефти пластов БВ7 и БВ8 Самотлорского месторождения // Вестник недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа.- №9.- 2001.- с.66-73

65. Кудельский A.B., Цыганова С.У. Влияние пластовых условий на физические свойства нефтей Припятской впадины. // Докл. Академии наук БССР.- т. 22,- № 4.- 1978.

66. Кэц. Э. Количественный анализ газохроматографическими методами-М. Мир.-1990.- 320 с.

67. Лабинов С.Д., Солдатенко Ю.А., Дрегуляс Э.К. и др. Автоматизированная система расчета теплофизических свойств углеводородов, их смесей, нефтей и нефтяных фракций. // М.: Наука.-Сб. Теплофизические свойства газов.- 1976.- с. 11-13.

68. Лейбниц Э.Б., Штруппе Х.Г. Руководство по газовой хроматографии-М. Мир.-в 2-х Ч.-1988.-986 с.

69. Лесникович А.И., Левчик С.В. Корреляции в современной химии-Минск: Из-во Университетское.- 1989.- 118с.

70. Львовский E.H. Статистические методы построения эмпирических формул-М.: Высш. Школа.- 1982,- 224с.

71. Макеева И.В., Талицких С.К., Халатур П.Г. Расчёт критических параметров н-алканов с использованием уравнения Орнштейна-Цернике в PRISM-приближении // М. Наука.- Журнал физической химии.-2001.-т.75.-№1,-38-42

72. Методика расчета фазовых равновесий и физических свойств фаз нефтегазоконденсатных систем,- РД 39-1-348-80.-М.:ВНИИ.-1980.-84 с.

73. Методическое руководство по оперативному определению газового фактора и дебита скважин в критическом режиме течения Тюмень: Минтопэнерго.- ООО Реагент.- 2000 г.

74. Методическое руководство по расчету фазовых равновесий в нефтегазовых системах. Разработка схем вычисления и расчетных уравнений. Уфа: БашНИПИнефть.- 1983.- 52 с.

75. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова; Г.С, Математическая теория155эксперимента в додыче нефти игаза М. : Недра.- 1977.-228с.

76. Мозжухин Н.С. Система обеспечения проектных и исследовательских работ данными по фазовым равновесия. // Новосибирск: Наука.- Сб. Математические проблемы химической термодинамики.- 1980.- с. 109115.

77. Налимов В.В. Теория эксперимента. М.: Наука.- 1971.- 208с.

78. Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. М.: Недра.- 1976.183 с.

79. Нефть. Типовое исследование пластовой нефти. (Объем исследований. Форма представления результатов). ОСТ 39-112-80 М.: ВНИИ.- 1980.

80. Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов. (Объем исследований. Форма представления результатов). ОСТ Первая редакция. М.: ОАО ВНИИ им. А.П. Крылова.- 2001.

81. Островская Т.Д. Номограммы для определения свойств пластовых нефтей месторождений Западной Сибири низменомти. М.: ВИЭМС.-Экспресс-информация.- С-ия Геология.- методы поисков и разведки месторождений нефти й газа.- 1971.- № 1.-1 с.

82. Расчет состава и свойств нефти, газа и воды нефтяных месторождений Главтюменнефтегаза.- СТО Главтюменнефтегаза Тюмень: СибНИИНП.-1984.

83. РД 39-100-91 Методическое руководство по гидродинамическим.-промыслово-геофизическим и физико-химическим методом контроля разработки нефтяных месторождений. М.: ВНИИ им. ак. А.П. Крылова.-1990

84. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153.39.0-047-00 -М.: Минтопэнерго РФ.- 2000.- 130 с.

85. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39-00796 М.: ОАО ВНИИ им. АД. Жрьщова,^ 1996.

86. Рид Р.- Праусниц Дж.- Шервурд Т. Свойства газа и жидкостей. Справочное пособие JL: Химия.- 1982.- 592 с.

87. Розенцвайг А.К., Гревцов В.М. Автоматизация термогидродинамических расчетов при проектировании систем нефтегазосбора. М.: ВНИИОЖНГ.- Обзорная информация.- Се-я Нефтепромысловое строительство.- 1982.- 60 с.

88. Розенцвайг А.К., Гревцов В.М. Расчет вязкости и плотности жидкой фазы при совместном транспорте нефти и газа по трубопроводам // М.: ВНИИОЭНГ.- М-лы НТС Нефтепромысловое дело.- 1982,- №4,- с.24-26.

89. Розенцвайг А.К., Гревцов В.М. Расчет констант фазового равновесия газонефтяных смесей с помощью ЭВМ. // Бугульма: Тр. ТатНИПИнефть.- Технология сбора.- транспорта и подготовки нефти.-вып.45.- 1980.- с. 19-24.

90. Руденко Б.А. Капиллярная хроматография М.: Наука.- 1978.- 221 с.

91. Степанова Г.С. Расчет газовых превращений в газонефтяных смесях. / М.: Тр. ВНИИ.- Исследования в области техники и технологии добычи нефти.- вып.51,- 1974.-с. 163-168.

92. Степанова Г.С. Фазовые превращения углеводородных смесей газоконденсатных месторождений. М.: Недра- 1974.- 224 с.

93. Столяров Е.А., Орлова Н.Г. Расчет физико-химических свойств жидкостей. Справочник. Д.: Химия.- 1976.

94. Требин Г.Ф., Капырин Ю.В., Скороваров Ю.Н. и др. Новый метод определения параметров нефти и газа, используемых при подсчете запасов. // Геология нефти и газа.- 1980.- № 10.- с.31-32.

95. Требин Г.Ф., Капырин Ю.В., Скороваров Ю.Н. и др. О возможности прогнозирования физических параметров пластовых нефтей. // Нефтяное хозяйство.-1982.- №1.- с.32-34.

96. Уэйлес С. Фазовые равновесия в химической технологии: перевод с англ. под редакцией B.C. Бескова М.: Мир.- 1989.- в 2-х томах.

97. Хазнаферов А.И. Анализ тенденций в развитии экспериментальных157методов исследований пластовых нефтей и существующих типов приборов. Требования к приборам. // Краснодар: КраснодарНИПИнефть.- № 240.- 1976).

98. Хазнаферов А.И. Методика по отбору и исследованию глубинных проб высоковязких нефтей.- в том числе при механизированном способе эксплуатации. Краснодар: ВНИПИтермнефть.- 1981.- 103 с.

99. Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа М. Мир.- 1982.- 642 с.

100. Шарафф М.А., Иллмэн Д.Л., Ковальский Б.Р. Хемометрика: Л.: Химия.-1989.- с.272

101. Шилов В.И. Определение объемно-фазовых соотношений при промысловой подготовке нефти и газа. НТС Нефтепромысловое дело.-ВНИИОЭНГ,- М.- 1981,- № 7.- с.33-35.

102. Шилов В.И., Семухина Л.Н., Муравьев П.М., Крутчинская П.М. Расчётный метод определения плотности газонасыщенных нефтей // Тюмень: СибНИИНП.- Новое в технике и технологии добычи нефти в Западной Сибири.- 1980.- вып.17.- с.116-121

103. Шилов В.И. Определение плотности газонасыщенных нефтей и водонефтяных смесей. // Нефтяное хозяйство.- 1981.- № 3.- с.58-60.

104. Шилов В.И., Муравьев П. М., Носова B.C. Метод расчета давления насыщения нефти газом по компонентному составу системы. // Тюмень: СибНИИНП.- Совершенствование методов добычи и подготовки нефти в Западной Сибири,- 1983с.94-102.

105. Шилов В.И, Омутова Т.А., Муравьев П.М. Зависимость вязкости пластовых и разгазированных нефтей от температуры и давления. // Тюмень: СибНИИНП.- Совершенствование техники и технологии добычи нефти в Западной Сибири.- 1981.- вып.22.- с.98-105.

106. Эйгенсон A.C. Количественные исследования некоторых представлений о катагенезе главной стадии биогенного нефтегазообразования. // Химия и технология топлив и масел.- 1996.- № 6.- с.31-36

107. Эйгенсон A.C. О вероятном участии залежей графита в158нефтегазообразовании. // Химия и технология топлив и масел.- 1994.- № 2.- с. 17-27

108. Эйгенсон A.C. О количественном исследовании формировании техногенных и природных углеводородных систем с помощью методов математического моделирования .из 3-х статей // Химия и технология топлив и масел.- 1990.- № 9-12,- 1991.- №5

109. Эйгенсон A.C. О термодинамической обусловленности распределения в нефтях изомеров алканов С4-С7 и алкилбензолов С8-С9 // Химия и технология топлив и масел.- 1993.-№ 10.-с. 14-16

110. Эйгенсон A.C.- Шейх-Али Д.М. Закономерности компонентно-фракционного и химического состава нефтей // Химия и технология топлив и масел.- из 7 статей.- 1987.- № 4? б, 10,12.- 1988.- №3, 7, 10

111. Яровой С.С. Методы расчета физико-химических свойств углеводородов. М.: Химия.- 1978.- 256с.

112. Яшин Я.И. Физико-химические основы хроматографического разделения М.: Химия.- 1976.- 214 с.л