Моделирование фазовых равновесий пластовых нефтей и нефтегазовых смесей при измерении дебита скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Тонконог Михаил Игоревич

• Тонконог Михаил Игоревич
• кандидат наук
• 2023

Оглавление диссертации кандидат наук Тонконог Михаил Игоревич

Введение

Актуальность темы исследований

Степень разработанности

Цели и задачи работы

Научная новизна

Теоретическая и практическая значимость работы

Методология и методы исследования

Положения, выносимые на защиту

Степень достоверности и апробация результатов

Глава 1 Обзор проблематики измерений расхода и количества

нефтегазоводяных смесей

Метрологическое обеспечение измерений расхода и количества

нефтегазоводяной смеси

1.2 Обзор эмпирических подходов к описанию явления растворения газа в жидкости

1.2.1 Корреляции для определения давления насыщения газонасыщенной нефти

1.2.2 Корреляции для определения объемного коэффициента нефти

1.2.3 Плотность газонасыщенной нефти

1.2.4 Популярные эмпирические корреляции, полученные в результате исследований нефтей месторождений Российской Федерации и стран СНГ

Сравнение расчетных параметров, полученных с применением эмпирических корреляций

1.3.1 Анализ расчетных зависимостей для давления насыщения

1.3.2 Анализ расчетных зависимостей для объемного коэффициента

1.3.3 Анализ расчетных зависимостей для плотности насыщенной нефти

1.4 Выводы по главе

Глава 2 Фазовое равновесие многокомпонентных смесей

2.1 Критерий термодинамического равновесия

2.2 Химический потенциал

2.3 Летучесть компонента смеси

2.4 Правило фаз Гиббса

2.5 Расчет фазового равновесия многокомпонентных систем

2.5.1 Расчет равновесия в двухфазной области

2.5.2 Расчет давления насыщения

2.6 Выводы по главе

Глава 3 Уравнения состояния

3.1 Канонический ансамбль. Каноническая функция распределения

3.1.1 Классическая функция распределения

3.1.2 Потенциальные функции

3.1.3 Обобщенная функция распределения Ван-дер-Ваальса

3.1.4 Расширение на многокомпонентную смесь. Теория единой среды. Правила смешения

3.2 Обобщенное кубическое уравнение состояния

3.2.1 Уравнение Редлиха-Квонга

3.2.2 Уравнение Соаве-Редлиха-Квонга

3.2.3 Уравнение Пенга-Робинсона

3.2.4 Уравнение Шмидта-Венцеля

3.2.5 Уравнение Пателя-Тейа

3.2.6 Уравнение Вальдеррамы-Пателя-Тейа

3.2.7 Построение коэффициентов уравнения для смесей

3.3 Получение основных выражения для физических одно- и многокомпонентных систем с применением кубических уравнений состояния

3.3.1 Коэффициент летучести смеси

3.3.2 Выбор правильного корня уравнения состояния

3.3.3 Коэффициент летучести компонента многокомпонентной смеси

3.3.4 Калорические свойства. Функции отклонения

3.3.5 Отклонение внутренней энергии

3.3.6 Отклонение энтальпии

3.3.7 Отклонение энергии Гиббса и энергии Гельмгольца

3.3.8 Отклонение энтропии

3.3.9 Производная по температуре da/dT для различных уравнений

3.4 Уравнения состояния, основанные на статистической термодинамике

3.4.1 Теория возмущенной жесткой цепочки

3.4.2 Цепочки твердых сфер. Статистическая теория ассоциирующей среды

3.4.3 Уравнение состояния PC SAFT

3.4.4 Определение коэффициента сжимаемости в уравнении PC SAFT

3.4.5 Новый метод решения уравнения PC SAFT

3.5 Выводы по главе

Глава 4 Экспериментальные и теоретические исследования фазового равновесия многофазных многокомпонентных сред

4.1 Расчет свойств чистых компонентов

4.1.1 Метанол. CH3OH

4.1.2 Сероводород H2S

4.1.3 Н-декан. nC10H22

4.1.4 Азот N2

4.1.5 Метан Ш4

4.1.6 Циклогексан C6H12

4.1.7 Пресная вода H2O

4.1.8 Обобщение результатов для индивидуальных компонентов

4.2 Экспериментальное и теоретическое исследование фазового равновесия заменителя нефти Exxsol D100 и его смесей с воздухом

4.2.1 Экспериментальное построение термодинамической модели Exxsol D100

4.2.2 Экспериментальные и теоретические исследования фазового равновесия

смесей Exxsol D100 и воздуха

4.2.3 Влияние массообмена между воздухом и Exxsol D100 на точность воспроизводимых на эталонах свойств газожидкостной смеси

Экспериментальные и теоретические исследования фазовых равновесий пластовой нефти различных месторождений при измерениях

продукции добывающих скважин

4.3.1 Экспериментальные и теоретические исследования разгазирования

летучей нефти в масштабах одной скважины

4.3.2 Внедрение термодинамических моделей для различных объектов разработки в

масштабах нефтегазоконденсатного месторождения

4.4 Выводы по главе

Заключение

Список использованных источников информации

Приложения

Приложение 1 Патентные грамоты и результаты интеллектуальной деятельности

Приложение 2 Акты внедрения результатов исследования

Введение

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Моделирование фазовых равновесий пластовых нефтей и нефтегазовых смесей при измерении дебита скважин»

Актуальность темы исследований

Российская Федерация является одной из ведущих нефтегазодобывающих стран. Экономика Российской Федерации в существенной степени зависит от нефтегазодобывающего и перерабатывающего сектора промышленности и экспорта углеводородных энергоносителей.

Так, под данным Министерства Энергетики РФ [1] за 2021 г. на месторождениях РФ было добыто 524,05 млн т нефти и газового конденсата и 762,3 млрд м3 газа. При этом рост добычи по сравнению с 2020 г. составил 2,2 %, а максимальная среднесуточная добыча составляла 14742,2 тыс. т/сут.

Указанный выше рост добычи нефти в 2,2 % был, по данным Минэнерго [1], достигнут за счет двух факторов: 1) введение в эксплуатацию новых нефтяных месторождений, запасы нефти в которых относятся к трудно извлекаемым согласно Налогового Кодекса РФ [2], и 2) применение технологий по интенсификации добычи, на месторождениях, находящихся на заключительных стадиях разработки (таких как, например, месторождения Поволжья).

Перед нефтегазодобывающей отраслью, согласно Энергетической стратегии России на период до 2030 года [3], стоят цели по повышению нефтеотдачи, оптимизации режима работы скважин.

Эффективное достижение этих целей возможно только при условии решения задачи по повышению точности измерений дебита добывающих скважин по нефти, воды и попутному нефтяному газу, так как именно измерения дебита отдельной скважины по нефти, воде и попутному нефтяному газу - основной способ определения эффективности применения того или иного метода повышения нефтеотдачи. Так же, измерения дебита отдельных скважин является важнейшим источником информации о процессах, происходящих в пласте и в призабойной зоне, необходимой для эффективного управления месторождением, и в принципе для оценки количества самих запасов.

В дополнение к вышесказанному Энергетическая стратегия России [3] так же ставит цель по повышению эффективности учета нефти при ее добыче и транспортировке. Учет при добыче осуществляется, как правило, с целью определения базы для обложения налогом на добычу полезных ископаемых в соответствии с [4] или для проведения коммерческих операций с неподготовленной до соответствия стандарту [5] нефти - например если

добывающая компания-недропользователь не имеет своей собственной установки подготовки нефти и вынуждена сдавать на подготовку добытую нефть в другую компанию.

Стоит отметить, что доля налога на добычу полезных ископаемых в консолидированном бюджете страны на 2020 составляла, по данным Министерства Финансов [6], 6 трлн. руб. - примерно 32 %, а в соответствии с [4], база для обложения НДПИ определяется на основании измерений дебита скважин по обезвоженной дегазированной нефти (нефти, не содержащей в себе растворенного газа). Особенно это актуально в случае, если разные объекты месторождения (разные пласты или залежи) имеют различную ставку НДПИ. Таким образом, повышение точности измерений дебита скважин позволит снизить финансовые риски добывающих компаний, возникающие вследствие возможной недоплаты или переплаты НДПИ, а также снизить финансовые риски из-за неточных измерений при проведении коммерческих операций с неподготовленным сырьем.

Таким образом, повышение точности измерений дебита добывающих скважин позволит добиться следующих важных положительных результатов с технической точки зрения:

а) оптимизации управления скважиной, так как повысится надежность данных, получаемых при ее работе;

б) повышения достоверности сведений об эффективности применения тех или иных методов интенсификации нефтеотдачи;

в) получения более достоверных сведений о количестве запасов за счет получения более достоверных данных;

г) как следствия вышеуказанного, итогового повышения коэффициента извлечения

нефти;

и с экономической точки зрения:

а) повысится точность определения базы для налогообложения (исходя из данных [6], ошибка при определении налогооблагаемой базы в ± 1,0 % равноценна общей недоплате или переплате НДПИ на сумму около 6 млрд. рублей, а это составляет около 0,2 % федерального бюджета - а как будет сказано позже [18-21], измерения дебита нефти непосредственно при добыче имеют значительно меньшую точность);

б) участники коммерческих операций с неподготовленной нефтью смогут понизить собственные финансовые риски, возникающие вследствие невысокой точности измерений, на основании которых проводится их учетная политика.

Достижению этих целей способствует система метрологического обеспечения расхода нефтегазоводяной смеси и эталонная база Российской Федерации - совокупность эталонов массового расхода газожидкостных смесей. Для обеспечения единства измерений,

проведения поверок и калибровок, а также испытаний средств измерений нефтегазоводя-ных смесей в России создана Государственная поверочная схема для средств измерений многофазных потоков [7]. Согласно [7], для определения метрологических характеристик средств измерений нефтегазоводяных смесей применяются эталоны массового расхода газожидкостных смесей. Данные эталоны обычно являются стендами, создающими расход газожидкостной смеси с заданными содержаниями ее компонентов путем смешения газа, воды и нефти в заданных пропорциях.

Для развития методов воспроизведения массы и объема многофазных потоков необходимо совершенствовать эталонную базу, в том числе модель измерений и приближать условия применения эталонов к условиям применения рабочих средств измерений -сепарационных измерительных установок и многофазных расходомеров.

Главной задачей при измерениях дебита скважин является определение количества дегазированной нефти, газа и воды в составе измеряемой среды, поступающей из скважины. При измерениях дебита добывающих скважин наиболее часто применяемыми средствами измерений являются измерительные установки, основанные на сепарационном принципе -поток нефтегазоводяной смеси из скважины поступает в сепаратор измерительной установки, где разделяется на сепарированный попутный нефтяной газ и сепарированную жидкость - смесь пластовой воды, нефти и механических примесей. Далее, расход и количество продуктов сепарации - газа и жидкости - измеряют с применением обычных расходомеров-счетчиков газа и жидкости. Содержание воды в отсепарированной жидкости определяют либо путем анализа отобранной пробы в лаборатории, либо с применением средств измерений. Альтернативой применению сепарационных измерительных установок является применение так называемых многофазных расходомеров - средств измерений, способных определять содержание нефти, воды и газа в потоке без предварительной сепарации. Достоинством измерительных установок является надежность и сравнительная точность при условии стабильной работы сепаратора. С другой стороны, многофазные расходомеры проще в обслуживании, имеют значительно меньшие габариты, и при проведении тщательной настройки способны сравняться в точности с измерительными установками, что подтверждается большим количеством промысловых испытаний, проведенных в мире и в Российской Федерации, а так же наличием некоторого количества многофазных расходомеров утвержденного типа, с установленными метрологическими характеристиками, не уступающими показателям точности измерительных установок.

Следует отметить, что измерения расхода и количества нефти, воды и газа в составе нефтегазоводяной смеси являются одним из самых сложных видов измерений в расходо-метрии, так как измеряемая среда демонстрирует способность совершать переход из

однофазного состояния в двухфазное при изменении термобарических условий. Так, при изменении условий измерений однофазная жидкость может образовать новую газовую фазу - из сырой нефти выделится в свободное растворенный в ней газ, или наоборот, при повышении давления часть свободного газа растворится в нефти. Также при определенных условиях возможна конденсация жидких углеводородов из изначально однофазного потока газа. Более того, при некоторых условиях необходимо учитывать и растворение части газовых компонентов в присутствующей в измеряемой среде пластовой воде. Так, при измерениях дебита скважины, измеренный при рабочих условиях расход жидкости необходимо скорректировать с учетом того факта, что часть жидкости составляет растворенный газ, который выделится из жидкости в свободное состояние при понижении давления. Соответствующим образом так же нужно скорректировать и измеренный расход газа в составе продукции скважины.

Очевидно, что при проведении измерений как с применением многофазных расходомеров, так и измерительных установок сепарационного типа для обеспечения точных измерений необходимо учитывать указанную выше способность измеряемой среды совершать фазовые переходы. Так же очень важно учитывать эти свойства газожидкостной смеси и при воспроизведении расхода многофазной смеси на эталонах, чтобы тем самым обеспечивать достоверную передачу единицы измерений.

Степень разработанности

В настоящее время при проведениях измерений количества нефтегазоводяной смеси, а так же количества нефти, воды и газа в ее составе для учета фазовых переходов измеряемой среды используются в основном эмпирические корреляции, формулы Аширова и Данилова [8], полученные на основании экспериментальных исследований глубинных проб с месторождений Восточной Сибири, или рекомендованные Приказом Минэнерго РФ коэффициенты [9], или эмпирические формулы, полученные зарубежными исследователями так же на основании исследований глубинных или рекомбинированных проб нефти и газовых конденсатов по всему миру - от месторождений Северной Америки [60-70], Мексиканского залива [26, 29, 30-34, 62], Северного моря [37-50], Ближнего Востока [51-59].

Данные эмпирические формулы исходят из так называемой модели «нелетучей нефти» (black oil model) [10], имевшей широкое применение в 60-х годах XX века. Суть такого подхода заключается в предположении, что в составе потока нефтегазоводяной смеси существуют три среды - обезвоженная дегазированная нефть, пластовая вода и попутный нефтяной газ. Эти три среды характеризуются только своими плотностями в

стандартных условиях (избыточное давление 0 МПа и температура 15 °С или 20 °С). Для описания изменения параметров этих сред вследствие растворения газа в нефти при изменении давления используются такие величины, как «объемный коэффициент нефти» или «коэффициент усадки» - отношение объема нефти с растворенным в ней газом к объему дегазированной нефти, а так же «кажущаяся плотность газа» - плотность растворенного в нефти газа.

Вычисляются указанные величины на основании полностью эмпирических формул, полученных на основании обобщения и аппроксимации экспериментальных данных. Таким образом, зная плотности дегазированной нефти, пластовой воды и попутного нефтяного газа в стандартных условиях, применяя эмпирические зависимости, возможно скорректировать измеренные при рабочих условиях дебиты скважин по нефти, газу и воде на количество растворенного газа, и таким образом избежать переоценки дебита скважины по нефти и недооценки дебита скважины по газу.

Положительной стороной применения данного подхода является относительная простота самих зависимостей и доступность необходимых исходных данных. С другой стороны, сама суть применения эмпирических зависимостей подразумевает то, что такой подход не учитывает индивидуальных особенностей измеряемой среды, так как нефть каждого месторождения обладает своими индивидуальными свойствами, вызванными различным компонентным составом. Так, нефти различного компонентного состава могут иметь одинаковые плотности, но демонстрировать совершенно разную способность растворять в себе попутный газ, состав которого так же очень сильно разнится от месторождения к месторождению. Таким образом, тот факт, что полностью эмпирические корреляции не учитывают индивидуальные особенности различных нефтей, вносит существенную методическую погрешность при проведении измерений, как показано в [11].

Так же существует ряд аттестованных инструментальных методов измерений содержания растворенного газа в нефти, например методики [12-14, 17-21]. Все они предполагают отбора пробы газонасыщенной нефти под давлением с последующим разгазирова-нием в лаборатории. Данные экспериментальные методы надежны при условии представительного отбора пробы, что представляет собой большую трудность. Вместе с тем, большим недостатком экспериментальных методов является длительность проведения анализа. Так как в течение проведения измерений дебита температура и давление измерений изменяется, следовательно, содержание растворенного газа в нефти тоже будет меняться. Таким образом, для получения достоверных значений содержания растворенного газа необходимо провести отбор множества проб при всех давлениях и температурах, при которых проходят измерения дебита скважины и провести их дальнейшие исследования на содержание

растворенного газа. Более того, необходимо провести указанные длительные трудоемкие процедуры для всех скважин, так как давления и температуры измерений будут меняться в зависимости от параметров эксплуатации скважин, для которых осуществляется измерение дебита. Совокупность этих факторов делает применение инструментальных методов измерения содержания растворенного газа трудоемким, дорогостоящим и в итоге имеющим большую методическую погрешность.

Для определения содержания паров жидких углеводородов в попутном нефтяном газе обычно применяются либо хроматографические методы [15], либо методы, основанные на измерении изменения веса поглощающего пары жидких углеводородов фильтра [16]. Оба типа методов имеют те же самые недостатки, которые имеют методы инструментального определения содержания растворенного газа в нефти.

Таким образом, наиболее перспективным и эффективным методом повышения точности измерения количества дегазированной нефти, газа и воды в составе продукции скважины путем определения содержания растворенного в нефти газа и содержания паров жидких углеводородов, было бы применение гибкой модели, учитывающей индивидуальные особенности измеряемой среды и основанной на фундаментальных законах физики. Предлагаемая модель должна быть так же применима для описания процессов массообмена, возникающих между газом и заменителем нефти при применении эталонов массового расхода газожидкостных смесей по государственной поверочной схеме [7].

Так как измеряемая среда - продукция добывающих скважин или смесь сред-заменителей, применяемая на эталонах расхода газожидкостных смесей, является многокомпонентной смесью - раствором, то для описания подведения таких сред при изменении термобарических условий, целесообразно применять аппарат химической термодинамики. Таким образом, процессы выделения растворенного газа, растворение свободного газа, конденсация из газа жидких углеводородов и воды будут являться фазовыми переходами. Следовательно, перспективным будет применение методов описания фазовых равновесий в многокомпонентных системах, состоящих из воды и углеводородных компонентов.

Цели и задачи работы

Учитывая выше сказанное, целями настоящего исследования являются:

I. Повысить точность измерений расхода и количества нефтегазоводяной смеси, а так же дегазированной нефти, воды и газа в составе нефтегазоводяной смеси, проводимых с применением рабочих средств измерений, используемых как на скважинах при добыче,

так и при транспортировке и совершении коммерческих операций с неподготовленной нефтью.

Для достижения поставленной целей поставлены следующие задачи:

1. Проведение систематизации и анализа системы метрологического обеспечения измерений многофазных потоков в Российской Федерации.

2. Систематизация и анализ наиболее широко используемых расчетных методов определения содержания растворенного газа в нефти.

3. Построение единой модели массообмена между газом и жидкостью, основанной на фундаментальных положениях химической термодинамики и учитывающей индивидуальные особенности нефтей различных месторождений и специфику применения сред-заменителей на стендах-эталонах расхода газожидкостных смесей.

4. Экспериментальная апробация полученной модели как на средах-заменителях при работе эталонов расхода многофазных потоков, так и на реальных нефтегазоводяных смесях на объектах нефтедобычи.

5. Исключение методической погрешности, возникающей при измерениях газожидкостных потоков, вызванной отсутствием или некорректным учетом массообмена между газом и жидкостью.

Научная новизна

Научной новизной данной работы является:

1. Предложен новый метод численного решения уравнения состояния PC-SAFT, позволяющий выбрать корректный корень уравнения состояния, соответствующий равновесному состояния рассматриваемого вещества.

2. Определены параметры парного потенциала гидроочищенного нефтяного дистиллята Exxsol D100 для функции модифицированной квадратной потенциальной ямы [119], позволяющие моделировать фазовое равновесие Exxsol D100 в диапазоне давлений и температур, представляющих технологический интерес.

3. Определена и исключена составляющая бюджета неопределенности Государственного первичного специального эталона массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ-195-2011, связанная с массообменом между воздухом и заменителем нефти - гидроочищенным нефтяным дистиллятом Exxsol D100, используемым на ГЭТ-195.

4. Определена и исключена методическая погрешность при измерениях количества дегазированной нефти, попутного газа и воды в составе продукции нефтяных скважин.

Теоретическая и практическая значимость работы

Теоретическая значимость работы заключается в систематизации и объединении различных подходов к описания фазового равновесия и массообмена между многокомпонентными газами и жидкостями, в оценке диапазона применимости различных методов расчета свойств компонентов. Так же теоретическая значимость работы заключается в разработке нового метода решения сложных уравнений состояния, учитывающих отдельно разные типы межмолекулярных взаимодействий.

Практическая значимость работы заключается в а) определении параметров парного потенциала ЕххБо1 Б100, необходимых для построения модели его массообмена с воздухом; б) исключении из бюджета неопределенности Государственного первичного специального эталона массового расхода единицы газожидкостных смесей ГЭТ-195 составляющей, связанной с отсутствием учета растворимости воздуха в ЕххБо1 Б100 при воспроизведении газожидкостной смеси при низких (до 1,0 МПа) и высоких (до 4,0 МПа) давлениях; в) в определении и исключении методической погрешности при измерениях количества добываемых нефти и газа на скважинах, связанной с отсутствием учета растворимости попутного газа в нефти.

Методология и методы исследования

Для проведения теоретических исследований и моделирования фазового равновесия был разработан программный комплекс иРУТ, на который получено свидетельство о регистрации авторских прав № 2018613594 [135].

Для проведения экспериментальных исследований фазового равновесия применялись следующие средства измерений утвержденного типа и аттестованные методики измерений:

A) для измерения компонентного состава ЕххБо1 Б100 применялся метод высокоэффективной жидкостной хроматографии (ВЭЖХ);

Б) для измерений плотности ЕххБо1 Б100 применялся эталонный плотномер МД-02 (регистрационный номер в Федеральном фонде по обеспечению единства измерений № 58207-14) с абсолютной погрешностью измерений плотности не более ±0,1 кг/м3;

B) для получения Р-у соотношений смесей ЕххБо1 Б100 и воздуха применялся прибор УОСГ-100 СКП (рег. № в Федеральном фонде по обеспечению единства измерений 16776-11);

Г) для определения давления насыщения смесей Exxsol D100 и воздуха на основании P-v соотношений применялась аттестованная методика измерений ФР.1.31.2014.18869 «Методика измерений объёмно-фазовых параметров проб углеводородных пластовых флюидов с использованием безртутной PVT системы. МИ 11-75-2014», расширенная неопределенность измерений давления насыщения составляет ± 0,4 %;

Д) проведение исследований фазового равновесия пластовой нефти проводилось в соответствии с ОСТ 153-39.2-048-2003 [28].

Положения, выносимые на защиту

1. Новый метод решения уравнения состояния PC-SAFT, обеспечивающий большую численную стабильность и исключающий получение нефизичного решения, в том числе при моделировании сред, содержащих различные полярные вещества;

2. Определение параметров потенциала парного взаимодействия для уравнения PC-SAFT для гидроочищенного нефтяного дистиллята Exssol D100, используемого в качества заменителя нефти в Государственном первичном специальном эталоне массового расхода газожидкостной смеси ГЭТ-195-2011 и нижестоящих эталонах по ГОСТ 6.837-2013;

3. Способ уточнения количества добытой нефти и газа при измерениях дебита добывающих скважин, путем исключения из бюджета неопределённости систематической составляющей, связанной с некорректным учетом растворяющегося в нефти газа и выпадающим из попутного газа конденсата.

Степень достоверности и апробация результатов

Достоверность представленных результатов исследования обеспечивается:

1. Применением сертифицированного и тарированного оборудования и средств измерения с соответствующим уровнем точности.

2. Оценкой неопределенности, что позволяет сравнивать полученные данные с данными других авторов.

3. Использованием современных аттестованных программных комплексов и компьютерных технологий и техники для обработки и прогнозирования данных.

Основные результаты работы опубликованы в печатных изданиях, в том числе 7 статей в журналах, рекомендованных ВАК РФ и сборнике международной конференции SPE «Российская нефтегазовая техническая конференция SPE RPTC 2021». Так же в процессе выполнения работы разработано программное обеспечение для ЭВМ и получено авторское свидетельство о регистрации ПО для ЭВМ ^и 2018613594, 19.03.2018. Заявка № 2017618265 от 16.08.2017.).

Основные результаты работы докладывались и обсуждались на следующих конференциях:

1. IX Международная метрологическая конференция «Актуальные вопросы метрологического обеспечения измерений расхода и количества жидкостей и газов. Качество углеводородного сырья (нефти и природного газа)», 31 авг. - 2 сент. 2021, Казань

2. Российская нефтегазовая техническая конференция SPE ЯРТС 2021, 12-15 окт. 2021, Москва

3. Секция «Актуальные вопросы метрологического обеспечения добычи нефти и газа» Российского нефтегазохимического форума-2022, 24 мая 2022, Уфа

4. X Международная метрологическая конференция «Актуальные вопросы метрологического обеспечения измерений расхода и количества жидкостей и газов. Качество углеводородного сырья (нефти и природного газа)», 31 авг. - 2 сент. 2022, Казань

5. Восточная Сибирь 2022 «Эффективные технологии разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений. Новые вызовы. Развитие технологического потенциала и суверенитета региона», 23-25 августа 2022, Иркутск

Глава 1 Обзор проблематики измерений расхода и количества нефтегазоводяных смесей.

В настоящей главе приведен обзор проблематики измерений расхода и количества нефтегазоводяных смесей: проанализированы основные нормативные документы и национальные стандарты, образующие систему метрологического обеспечения измерений расхода и количества многофазных потоков, проведен анализ и систематизация наиболее широко применяемых расчетных моделей массообмена между газом и жидкостью.

1.1 Метрологическое обеспечение измерений расхода и количества нефтегазоводяной смеси.

В Российской Федерации действует ряд нормативных документов, касающихся проведения измерений расхода и количества нефтегазоводяной смеси - неподготовленной до требований национального стандарта ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» [5] нефти.

Правила учета нефти [4] определяют порядок организации учета нефти на всех этапах ее добычи и подготовки. Согласно Правил [4], измерения дебита скважин по массе нефти нетто необходимо осуществлять с применением средств измерений утвержденного типа.

Согласно Налогового Кодекса РФ [2, статья 339] на основе результатов измерений дебита осуществляется определение базы для обложения Налогом на добычу полезных ископаемых.

В соответствии со статьей 1 Федерального закона от 26 июня 2008 г. № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений» [22], данный вид измерений, проводимых при выполнении государственных учетных операций и учете количества энергетических ресурсов, подпадает под сферу государственного регулирования. Таким образом, к показателям точности измерений нефтегазоводяной смеси должны быть установлены обязательные требования приказом органа исполнительной власти, осуществляющего выработку государственной политики в данной области.

Такие требования установлены Министерством Энергетики Российской Федерации в Приказе № 179 от 15 марта 2016 г № 179 [23], в соответствии с которым:

- предельно допустимая относительная погрешность измерений количества нефте-газоводяной смеси (скважинной жидкости) прямым и косвенным методам динамических

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Тонконог Михаил Игоревич, 2023 год

Список использованных источников информации

1. Официальный сайт Министерства Энергетики РФ. [Электронный ресурс] http://minenergo.gov.ru.

2. Налоговый Кодекс Российской Федерации.

3. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. № 1715-р «Об Энергетической стратегии России на период до 2030 года».

4. Постановление Правительства РФ от 16.05.2014 N 451 (ред. от 30.11.2016) «Об утверждении Правил учета нефти».

5. ГОСТ 51858-2002 Нефть. Общие технические условия. - М.: Стандартин-форм, 2013.

6. Официальный сайт Министерства Финансов РФ. [Электронный ресурс] http://info.minfin.ru.

7. ГОСТ Р 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков. - М.: Стандартинформ, 2013.

8. Мищенко, И.Т. Расчеты в добыче нефти / И.Т. Мищенко. - М.: Недра, 1989. -

244 с.

9. Приказ Минэнерго России от 15.08.2014 № 530 «Об утверждении Порядка определения коэффициентов, учитывающих наличие свободного и растворенного газа в нефти».

10. Dake, L.P. Fundamentals of Reservoir Engineering/L.P. Dake - Elsevier, 1986.

11. Тонконог М.И., Анализ методов определения коэффициентов, учитывающих растворённый газ в нефти/ М.И. Тонконог, К.А. Левин, И.И. Фишман - Измерительная техника. 2016. № 10. С. 60-65.

12. МИ 3035-2007 «Остаточное содержание растворенного газа в нефти компании «ТНК-ВР».

13. МИ 2575-2000 «Нефть. Остаточное газосодержание» - Казань, 2000.

14. РМГ 104-2010 «ГСИ. Нефть. Остаточное газосодержание. Методика измерений» - М.: Стандартинформ, 2013.

15. ГОСТ 31371.7-2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов. М.: Стандартинформ, 2008.

16. МИ 3270-2010 «Соджержание капельной жидкости в потоке природного и попутного газа. Методика выполнения измерений» - Казань, 2010

17. Низамов К.Р., Определение фактических потерь нефти от испарения и содержания растворенного газа на объектах подготовки нефти ОАО "АНК "БАШНЕФТЬ" / К.Р. Низамов, В.Д. Шамов, Б.А. Баринов - Нефтяное хозяйство. 2007. № 4. С. 80-81.

18. Ибрагимов Т.Ф. Оценка влияния свободного газа на погрешность измерения массы нефти кориолисовыми счетчиками и растворенного газа на погрешность измерения дебитов скважин / Т.Ф. Ибрагимов, И.И. Фишман, Б.А. Баринов, А.А. Васильев - Приборы. 2008. № 11 (101). С. 49-53.

19. Баринов Б.А. Оценка влияния свободного газа на погрешность измерения массы нефти кориолисовыми счетчиками и растворенного газа на погрешность измерения дебитов скважин/ Б. А. Баринов, И.И. Фишман, Т.Ф. Ибрагимов, А.А. Васильев - Измерительная техника. 2009. № 6. С. 64-67.

20. Barinov B.A. Evaluation of the effect of free gas on the measurement error for crude oil mass by coriolis flowmeters and dissolved gas on the error of measuring well production rate / B.A. Barinov, A.A. Vasil'Ev, T.F. Ibragimov, I.I. Fishman - Measurement Techniques. 2009. Т. 52. № 6. С. 679-682.

21. Б.А. Баринов Устройство для измерения концентрации капельной жидкости в потоке газа/ Б.А. Баринов, А.П. Рожнова, П.Б. Баринов. Патент на изобретение RU 2439544 C2, 10.01.2012. Заявка № 2010110844/28 от 22.03.2010.

22. Федеральный закон от 6 июня 2008 г. № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений».

23. Приказ Министерства Энергетики Российской Федерации № 179 от 15 марта 2016 г № 179 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности».

24. ПНСТ 360-2019 Измерения количества добываемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования - М.: Стандартин-форм, 2019.

25. ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков. - М.: Стандартинформ, 2013.

26. Vasquez, M. Correlations for Fluid Physical Property Prediction / M. Vasquez, H.D. Beggs// JPT. - 1980. - pp. 968-970.

27. Danesh, A. PVT and Phase Behavior of Petroleum Reservoir Fluids / A. Danesh. -Elsevier Science & Technology Books, 1998. - 388 p.

28. ОСТ 153-39.2-048-2003 Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей. Объем исследований и форма представления результатов. - М.: 2003.

29. Kikani J. "Consistency Check and Reconciliation of PVT Data from Samples Obtained with Formation Testers Using EOS Models" / J. Kikani, J. Ratulowski - SPE 36743, Proc. of SPE Ann. Conf., 615-622 (Oct., 1996).

30. Leythaeuser, D. "Heterogeneity of Oil Composition within a Reservoir as a Reflectance of Accumulation History" / D. Leythaeuser, J. Ruckheim - Geochemica et Cosmochimica Acta, 53, 2119- 2123 (1989).

31. Horstad, I. "Degradation and Maturity Controls on Oil Field Petroleum Column Heterogeneity in the Gulfaks Field, Norwegian North Sea" / I. Horsted, S.R. Larter, H. Dypvik, -Organic Geochemistry, 16, 1-3,497-510 (1990).

32. Kennedy, H.T. "Bubble Formation in Supersaturated Hydrocarbon Mixtures" / H.T. Kennedy, and R. Olson - Trans. AIME, 195,271-278 (1952).

33. D.R. Wieland "Measurement of Bubble Frequency in Cores", / D.R. Wieland, H.T. Kennedy - Trans. AIME, 210, 122-125 (1957).

34. Firoozabadi, A. "Measurement of Supersaturation and Critical Gas Saturation" / A. Firoozabadi, B. Ottesen, M. Mikkelsen - SPE Formation Evaluation, 337-344, (Dec., 1992).

35. Yeh, G.C."Vapour-Liquid Equilibria of Non Electrolyte Solutions in Small Capillaries. 1. Experimental Determination of Equilibrium Compositions" / G.C. Yeh, M.S. Shah, D.V. Yeh - ACS, 2, 90 (1986).

36. Yeh, G.C. "Vapour-Liquid Equilibria of Non Electrolyte Solutions in Small Capillaries. 2. Theoretical Calculations of Equilibrium Compositions" / G.C. Yeh, D.V. Yeh - 60th Colloid and Surface Science Symposium, ACS, (June, 1986).

37. Sigmund, P.M. "Retrograde Condensation in Porous Media" / P.M. Sigmund, P.M Dranchuk, N R. Morrow, R.A. Purvis - SPEJ, 93-104 (April, 1973).

38. Kortekaas, T.F.M. "Liberation of Solution Gas During Pressure Depletion of Virgin and Watered-out Oil Reservoirs" / T.F.M. Kortekaas, F. van Poelgeest - SPE Trans. 291, 329-335 (Aug., 1991).

39. Moulu, J.C. "Solution Gas Drive, Experiments and Simulation" / J.C. Moulu, D. Longeron - Proc. of 5th Europ. IOR Symp., Budapest, 145-154 (April, 1989).

40. Jacoby, R.H. and: "Fluid sampling: a better technique" / R.H. Jacoby, J.H Tracht -Hydrocarbon Processing, 101-102 (Feb., 1970).

41. Jacoby, R.H. "Collection of Samples under Pressure for Chromatographic Analysis and a System for Handling Gas Condensate Type Fluids" / R.H. Jacoby, J.H Tracht - J. of Chro-matog. Science, 13 (1), 44 (1975).

42. Varotsis, N. "Phase Behaviour of Systems Comprising North Sea Reservoir Fluids and Injection Gases" / N. Varotsis, G. Stewart, A.C. Todd, M. Clancy - JPT, 38 (11), 1221-1233 (1986).

43. Legret, D. "Vapour Liquid Equilibria up to 100 MPa: A New Apparatus" / D. Legret, D. Richon, H. Renon - AIChE, 27 (2), 203-207 (1981).

44. McCain Jr., W.D: ''The Properties of Petroleum Fluids" / W.D. McCain Jr. - 2nd Ed., Pennwell Books, Tulsa (1990).

45. Moses, P.L "Engineering Applications of Phase Behaviour of Crude Oil and Condensate Systems" / P.L. Moses - JPT, 715-723 (July, 1986).

46. Dodson, C.R. "Application of Laboratory PVT Data to Reservoir Engineering Problems"/ C.R. Dodson, D. Goodwill, E.H. Mayer - JPT, 287-298 (Dec., 1953).

47. Robinson, D.B "The Interface Between Theory and Experiment" / D.B. Robinson - J. Fluid Phase Equilibria, 52, 1-14 (1989).

48. "Reservoir Fluid Studies, 1993-1996 Final Report", Report No: PVT/97/1, Dept. of Pet. Engng., Heriot-Watt University (Jan., 1997).

49. Bashbush, J.L: "A Method to Determine K Values from Laboratory Data and Its Applications" / J.L Bashbush - SPE 10127, Proc. of 56th Ann. Conf. (Oct., 1981).

50. Drohm, J.K. "On the Quality of Data from Standard Gas-Condensate PVT Experiments" / J.K. Drohm, R.D. Trengove, W.H. Goldthorpe - SPE 17768, SPE Gas Technology Symposium, Dallas, Texas (1988).

51. Danesh, A. "Direct Measurement of Interfacial Tension, Density, Volume and Compositions of Gas-Condensate System" / A. Danesh, A.C. Todd, J. Somerville, A. Dandekar -Trans. AIChE, 68, 325-330 (1990).

52. Hoffmann A.E. "Equilibrium Constants for GasCondensate Systems" / A.E. Hoffmann, J.S. Crump, C.R. Hocott - Trans. AIME, 198, 1-10 (1953).

53. Chierici, G.L. "Two-Phase Vertical Flow in Oil WellPrediction of Pressure Drop" / G.L. Chierici, G.M. Giucci, M. Sclocchi - JPT, 927-938 (Aug., 1974).

54. Ostermann, R.D. "Correlations for the Reservoir Fluid Properties of Alaskan Crudes" / R.D. Ostermann, C.A. Ehlig-Economides, O.O Owolabi - SPE 11703 presented at the 1983 California Regional Meeting (March, 1983).

55. Sutton, R.P. "Evaluation of Empirically Derived PVT Properties for Gulf of Mexico Crude Oils"/ R.P. Sutton, F.F. Farshad - SPE 13172, Proc. of 59th Ann. Tech. Conf. (1984).

56. McCain Jr., "Reservoir Fluid Property Correlations" / W.D. McCain Jr. - SPE Res. Eng., 266-272 (May, 1991).

57. De Ghetto, G. "Reliability Analysis on PVT Correlations" / G. De Ghetto, F. Paone, M. Villa - SPE 28904, Proc. of Euro. Pet. Conf., London, 375-393 (Oct., 1994).

58. Lasater, J.A. "Bubble Point Pressure Correlation" / J.A. Lasater - Trans. AIME, 213, 379-381 (1958).

59. Glaso, O. "Generalised Pressure-Volume-Temperature Correlations" / O. Glaso -JPT, 785-795 (May, 1980).

60. Marhoun, M.A. "PVT Correlation for Middle East Crude Oils" / M.A. Marhoun -JPT, 650-665 (May, 1988).

61. Ahmed, T "Hydrocarbon Phase Behaviour" / T. Ahmed - Gulf Publishing Co., 1st Ed. (1990).

62. Asgharpour, S. "Pressure-VolumeTemperature Correlations for Western Canadian Gases and Oils" / S. Asgharpour, L. McLauchlin, D. Wong, V. Cheung - Pet. Soc. of CIM, Paper No: 88-39-62 (1988).

63. Labedi, R "Use of Production Data to Estimate Volume Factor, Density and Compressibility of Reservoir Fluids" / R. Labedi - J. of Pet. Sci. and Eng., 4, 375-90 (1990).

64. Petrosky, G.E. "Pressure-Volume-Temperature Correlations for Gulf of Mexico Crude Oils" / G.E. Petrosky, F.F. Farshad - SPE 26644, Proc. of 68th Ann. Conf., 395-406 (1993).

65. Rollins, J.B. "Estimation of Solution Gas-Oil Ratio of Black Oils" / J.B. Rollins, W.D. McCain Jr., J.T. Creeger - JPT, 42, 92-94 (Jan., 1990).

66. Standing, M.B "Volumetric and Phase Behaviour of Oil Field Hydrocarbon Systems"/ M B. Standing - 9th Printing, SPE, Dallas, Texas (1981).

67. Frick, T.C "Petroleum Production Handbook" / T.C. Frick - Volume II, SPE, Dallas

(1962).

68. Katz, D.L: "Prediction of the Shrinkage of Crude Oils" / D.L. Katz - Drill. and Prod. Prac., API, 137-147 (1942).

69. Standing, M.B. "Density of Crude Oils Saturated with Natural Gas" / M.B. Standing, D.L. Katz - AIME Trans., 159-165 (1941).

70. Pedersen, K.S. "Thermodynamics of Petroleum Mixtures Containing Hydrocarbons. 2. Flash and PVT Calculations with the SRK Equation of State" / K.S. Pedersen, P. Thomas-sen, A.A. Fredenslund - Ind. Eng. Chem. Proc. Des. and Dev., 23, 566-573 (1984).

71. American Petroleum Institute, Technical Data Book, Petroleum Refining, API, New York (1982).

72. Alani, H.G. "Volumes of Liquid Hydrocarbons at High Temperatures and Pressures" / H.G. Alani, H.T. Kennedy - JPT, 272-273 (Nov., 1960).

73. Lohrenz, J. "Calculating Viscosities of Reservoir Fluids from their Compositions" / J. Lohrenz, B.G. Bray, C.R. Clark - JPT, 1171-1176 (Oct., 1964).

74. Beal, C "The Viscosity of Air, Water, Natural Gas, Crude Oil and its Associated Gases at Oil Field Temperatures and Pressures" / C. Beal - Trans. AIME, 94, 115 (1946).

75. Beggs, H.D. "Estimating the Viscosity of Crude Oil Systems" / H.D. Beggs, J.R Robinson - JPT, 27, 1140-1141 (1975).

76. Egboghah, E.O. "An Improved Temperature Viscosity Correlation for Crude Oil Systems" / E.O. Egboghah, J.T. Ng - J. Pet. Sci. and Eng., 5, 197-200 (1990).

77. Labedi, R: "Improved Correlations for Predicting the Viscosity of Light Crudes", J. Petr. Sci. and Engng., 8, 221-234 (1992).

78. Gold, D.K., "An Improved Method for the Determination of the Reservoir Gas Specific Gravity for Retrograde Gases" / D.K. Gold, W.D. McCain Jr., J.W. Jennings - JPT, 41, 747752 (July, 1989).

79. Standing, MB. "Density of Natural Gases" / M.B. Satnidng, D.L. Katz - AIME Trans., 146, 140-49 (1942).

80. Takacs, G. "Comparisons Made for Computer Z-Factor Calculations" / G. Takacs -Oil and Gas J., 64-66 (Dec., 1976).

81. Starling, K.E. "Fluid Thermodynamic Properties for Light Petroleum Systems" / K.E. Starling - Gulf Pub. (1973).

82. Sutton, R.P. "Compressibility Factors for High Molecular Weight Reservoir Gases" / R.P. Sutton - SPE 14265, Proc. of 60th Ann. Tech. Conf. (Sept., 1985).

83. Wichert, E. "Calculate Zs for Sour Gases" / E. Wichert, K. Aziz - Hydrocarbon Processing, 119- 122 (May, 1972).

84. Katz, D., et al. "Handbook of Natural Gas Engineering" / D.L. Katz - McGraw Hill

(1959).

85. Lee, A. "The Viscosity of Natural Gases" / A. Lee, M.H. Gonzalez, B.E. Eakin -JPT, 997-1000 (Aug., 1966).

86. Carr, N.L. "Viscosity of Hydrocarbon Gases UnderPressure" / N.L. Carr, R. Koba-yashi, D.B. Burrows - Trans. AIME, 201 (1954).

87. Culberson, O.L. "Phase Equilibria in Hydrocarbon-Water Systems III - Solubility of Methane in Water at Pressures to 10,000 psia" / O.L. Culberson, J.J. McKetta Jr. - Trans. AIME, 192, 223-226 (1951).

88. Meehan, D.N. "A Correlation for Water Compressibility" / D.N. Meehan - Petroleum Engineer, 125-126 (Nov., 1980).

89. Numbere, D. "Correlations for Physical properties of Petroleum Reservoir Brines" / D. Numbere, W. Brigham, M B. Standing, - PRI Report, Stanford University (Nov., 1977).

90. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений / А.И. Брусиловский. - М.. «Грааль», 2002. - 579 с.

91. Gilbert Newton Lewis. The Law of Physico-Chemical Change / G.N. Lewis. - Proceedings of the American Academy of Arts and Sciences, Vol. 37, No. 3 (Jun., 1901), pp. 49-69

92. Гиршфельдер Дж., Молекулярная теория газов и жидкостей / Дж. Гиршфель-дер, Ч. Кертисс, Р. Берд - М.. «Издательство иностранной литературы», 1961 г.

93. Lennard-Jones, J. E. — Proc. Roy. Soc., 1924, v. A 106, p. 463.

94. Vera J. "Generalized van der Waals Theory for Dense Fluids." / J. Vera, M. Prausnitz - The Chemical Engineering Journal. 3. 1-13. 10.1016/0300-9467(72)85001-9.

95. Redlich, O. On the Thermodynamics of Solutions / O. Redlich, J.N.S. Kwong -Chemical Review, 44, p. 233-244 (1948).

96. Soave, G. Equilibrium Constants from a Modified Redlich-Kwong Equation of State / G. Soave - Chem. Eng. Sci., 27, p. 1197-1203, 1972.

97. Soave, G. Estimation of High Pressure Fugacity Coefficients of Pure Gaseous Fluids by a Modified SRK Equation of State / G. Soave, M. Barolo, A. Bertucco - J. Fluid Phase Equilibria, 91, 87-100 (1993)

98. Peng, D.Y. A New Two-Constant Equation of State / D.Y. Peng, D.B. Robinson -Ind. Eng. Chem. Fundam., 15(1), 59-64 (1976).

99. Schmidt, G. Modified van der Waals Type Equation of State / G. Schmidt, H.A. Wenzel - Chem. Eng. Sci., 135, 1503-1512 (1980).

100. Patel, N.C. A New Cubic Equation of State for Fluids and Fluids Mixtures / N.C. Patel, A.S. Teja - Chem. Eng. Sci., 77(3), 463-473 (1982).

101. Методика ГСССД МР 107. Определение плотности, объемного газосодержания, показателя изоэнтропии и вязкости газоконденсатных смесей в диапазоне температур 240..350 К при давлениях до 10 МПа / Козлов Д.А - Москва 1998

102. Valderrama, J.O. A Cubic Equation of State for Polar and Other Complex Mixtures / J.O. Valderrama, L A. Cisternas - J. Fluid Phase Equilibria, 29, 431-438 (1986).

103. Valderrama, J.O. A Generalised Patel-Teja Equation of State for Polar and NonPolar Fluids and Their Mixtures / J.O. Valderrama - J. Chem. Eng. Japan, 23(1), 87-91 (1990).

104. Prausnitz, J.M. Molecular Thermodynamics of Fluid-Phase Equilibria / J.M. Prausnitz, R.N. Lichtenthaler, E.G. de Azevedo, - 2nd ed., Prentice-Hall Inc (1986).

105. Р. Рид. Свойства газов и жидкостей / Р. Рид, Дж. Прауснитц, Т. Шервуд - Ленинград, «Химия», 1982

106. Poling, B.E. The Properties of gases and liquids. 5th edition/B.E. Poling, J.M. Prausnitz, J. P. O'Connel - McGraw-Hill Companies, Inc., 2001

107. И. Пригожин. Молекулярная теория растворов. Пер. с англ. — М.: Металлургия, 1990. — 360 с.

108. Donohue, M. D. "Combinatory Entropy of Mixing of Molecules that Differ in Size and Shape. A Simple Approximation for Binary and Multicomponent Mixtures" / M.D. Donohue, J.M. Prausnitz - Can. J. of Chem Eng.,53, 1586 (1975).

109. Percus, J. K. Analysis of classical statistical mechanics by means of collective coordinates. / J. K. Percus, G. J. Yevick - Phys. Rev. 11011. 1958.

110. Mansoori, G. A. Equilibrium Thermodynamic Properties of the Mixture of Hard Spheres. / N. F. Carnahan, K. E. Starling, T. W. Leland - J. Chem. Phys. 1971, 54, 1523.

111. Beret, S. Perturbed Hard-Chain Theory. An Equation of State for Fluids Containing Small or Large Molecules. / S. Beret, J.M. Prausnitz - AIChE J. 1975, 21, 1123.

112. Donohue, M. D. Perturbed Hard Chain Theory for Fluid Mixtures. Thermodynamic Properties for Mixtures in Natural Gas and Petroleum Technology. / M.D. Donohue, J.M. Prausnitz - AIChE J. 1978, 24, 849.

113. Alder, B. J. Studies in Molecular Dynamics. X. Corrections to the Augmented van der Waals Theory for the Square-Well Fluid. / B. J. Alder, D. A. Young, M. A. Mark - J. Chem. Phys. 1972, 56, 3013.

114. Wertheim, M.S. "Fluids with Highly Directional Attractive Forces. I. Statistical Thermodynamics," / M.S. Wertheim - J. Stat. Phys., no. 35 (1-2) 19-34.

115. Wertheim, M.S. "Fluids with Highly Directional Attractive Forces. II. Thermodynamic Perturbation Theory and Integral Equations," / M.S. Wertheim - J. Stat. Phys., no. 35 (1-2).35-47ю

116. Chapman W.G. New Reference Equation of State for Associating Fluids / W.G. Chapman, K.E. Gubbins, G. Jackson, M. Radosz - Ind. Eng. Chem. 1990

117. Gross, J. "Perturbed-Chain SAFT. An Equation of State Based on a Perturbation Theory for Chain Molecules" / J. Gross, G. Sadowski - Ind. Eng. Chem. Res. 2001, 40, 1244-1260

118. Gross, J. "Application of Perturbed-Chain SAFT Equation of State to Associating Systems" / J. Gross, G. Sadowski - Ind. Eng. Chem. Res. 2002, 41, p 5510-5515.

119. Chen, S. S. Applications of the Augmented van der Waals Theory of Fluids. I. Pure Fluids. / - S.S. Chen, A. Kreglewski - Ber. Bunsen-Ges. 1977, 81 (10), 1048.

120. Barker, J. A. Perturbation Theory and Equation of State for Fluids. The SquareWell Potential. / J. A. Barker, D. Henderson - J. Chem. Phys. 1967, 47, 2856.

121. Barker, J. A. Perturbation Theory and Equation of State for Fluids. II. A Successful Theory of Liquids. / J. A. Barker, D. Henderson - J. Chem. Phys. 1967, 47, 4714.

122. Wertheim, M. S. Fluids with highly directional attractive forces. III. Multiple attraction sites. / M.S. Wertheim - J. Stat. Phys. 1986, 42, 459.

123. Huang, S. H. Equation of State for Small, Large, Polydisperse, and Associating Molecules. / S.H. Huang, M. Radozs - Ind. Eng. Chem. Res. 1990, 29, 2284

124. Веб-сайт NIST Chemistry WebBook, SRD 69.

125. Assareh M. Application of Simulated Annealing Technique to Non-Linear Optimization of PC-SAFT for Petroleum Reservoir Fluids / M. Assareh - Journal of Petroleum Science and Technology, Vol.1, No.1, 2011, 3-14.

126. Tonkonog M.I. Analysis of the role of phase transformations in the reproduction of gas-liquid flows is a possibility to improve the standards of discharge for multiphase flows/ M.I. Tonkonog, K.A. Levin, A.S. Shabalin, V.A. Makarov, I.I. Fishman - Measurement Techniques, 2018. Т. 60. № 11. С. 1122-1129.

127. Тонконог М.И. Совершенствование метода воспроизведения и измерения расхода газожидкостных смесей при высоких давлениях / Тонконог М.И. Законодательная и прикладная метрология. 2019. № 5 (162). С. 21-25.

128. Тонконог М.И. Исследование методов повышения точности измерений дебита углеводородов с учетом фазовых состояний компонентов скважинной продукции./ М.И. Тонконог, С.Л. Малышев, Р.С. Малышев - Газовая промышленность. 2020. № 3 (798). С. 46-50.

129. Tonkonog M.I. Experience of application of different multiphase metering technologies for cold production and high viscosity oil systems / М.И. Тонконог, Д.С. Пругло, Е.Т. Каипов - в сборнике: Society of Petroleum Engineers - SPE Russian Petroleum Technology Conference 2021, RPTC 2021. 2021.

130. Александров, И.С. Моделирование термодинамических свойств и фазовых равновесий нефтяных и газоконденсатных систем на основе PC-SAFT уравнения состояния / Б.А. Григорьев, И.С. Александров, А.А. Герасимов// Газовая промышленность. - 2018. -№ 6(769). - С 52-57.

131. Александров, И.С. Моделирование термодинамических свойств и фазового поведения углеводородов и сложных углеводородных смесей на основе нового PC-SAFT уравнения состояния / И.С. Александров, Б.А. Григорьев // Научно-технический сборник -Вести газовой науки. Современные подходы и перспективные технологии в проектах

освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа / М.- «Газпром ВНИИГАЗ», 2018. - № 4 (36). - С. 237-248.

132. Александров, И.С. Прогнозирование фазового поведения технологических фракций нефти на основе нового PC-SAFT уравнения состояния с использованием искусственных нейронных сетей/И.С. Александров, Б.А. Григорьев, А.А. Герасимов// Научно-технический сборник - Вести газовой науки. Актуальные вопросы исследования пластовых систем месторождений углеводородов / М.- «Газпром ВНИИГАЗ», 2018. - № 5 (37). - С. 411.

133. Тонконог М.И. Устройство подачи, измерения, регулирования количества и расхода жидкости / М.И. Тонконог, Н.А. Тукмакова, В. Г. Тонконог - Патент на изобретение RU 2636948 C, 29.11.2017. Заявка № 2016146989 от 30.11.2016.

134. Тонконог М.И. Сильфонный насос-дозатор - регулятор расхода / М.И. Тонконог, А.Л. Тукмаков, В.Г. Тонконог - Патент на изобретение RU 2636949 C, 29.11.2017. Заявка № 2016146988 от 30.11.2016.

135. Тонконог М. И. Программа для ЭВМ "Симулятор химических и термодинамических процессов "uPVT" / М. И. Тонконог - Свидетельство о регистрации программы для ЭВМ RU 2018613594, 19.03.2018. Заявка № 2017618265 от 16.08.2017.

136. Тонконог М.И. Устройство очистки газа. / В.Г. Тонконог, М.И. Тонконог, И.К. Гимранов - Патент на изобретение 2728995 C1, 03.08.2020. Заявка № 2019141881 от 13.12.2019.

189 Приложения

Приложение 1 Патентные грамоты и результаты интеллектуальной деятельности

(,"|Ш "2 636 948 X1

(51) МПК

Г04В 43/02 (2006.01) Р04В 45/02 (2006.01) ГО4В 49/00 (2006.01)

ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОМ СОБСТВЕННОСТИ

<12> ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ

Статус: действует (последнее изменение статуса: 16.02.2022) Пошлина: учтена за 6 год с 01 12.2021 го 30.11 2022. Установленный срок для уплаты пошлины за 7 год: с 01.12.2021 по 30.11.2022. При уплате пошлины за 7 год в дополнительный 6-месячный срок с 01.12 2022 по 30.05.2023 размер пошлины увеличивается на 50%.

(21Ш2) Заявка: 2016146989. 30.11.2016 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: 30.11.2016 Приоритеты): (22) Дата подачи заявки: 30.11.2016 (45) О пуб ли кован о: 29.11.2017 Бюл. 34 (56) Список документов, цитированных в отчете о поиске: К1Г 2208180 С2, 10.07.2003. иЯ 2590275 А1, 25.03.1952. 118 5061156 А1, 29.10.1991. ЕР 1106826 А2, 13.06.2001. Адрес для переписки: 420111, г. Казань, ул. К. Маркса, 10, КНИТУ-КАИ, отдел интеллектуальной собственности (72) Автор(ы): Тонконог Михаил Игоревич (ЕШ), Тукмакова Надежда Алексеевна (КГ), Тонконог Владимир Григорьевич (КО) (73) Патентообладатель(и): Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Казанский национальный исследовательский технический университет им. А.Н. Туиолева-КАИ" (КНИТУ КАИ) (ки>

(54) Устройство подачи, измерения, регулирования количества и расхода жидкости

РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА

ЦЦ 2 636 949 С1

(51) МПК

Г04В 45/02 (200 б 01} Г04В 43/02 (2006.01) Г04В 13/00 С2006 0П Г04В 49/00 (2006.0 П

ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ

<12> ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ

Статус: действует (последнее изменение статуса: 16.02.2022) Пошлина: учтена за 6 год с 01 12.2021 по 30.11.2022. Установленный срок для уплаты пошлины за 7 год: с 01.12.2021 по 30.11.2022. При уплате пошлины за 7 год в дополнительный 6-месячный срок с 01.12.2022 по 30.05.2023 размер пошлины увеличивается на 50%.

(21У22) Заявка: 2016146988. 30.11.2016 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: 30.11.2016 Прноритет(ы): (22) Дата подачи заявки: 30.11.2016 (451 Опубликовано: 29.11.2017 Бюл. № 34 (56) Список документов, цитированных в отчете о поиске: К.1 2208180 С2, 10.07.2003. 857543 А1, 23.08.1981. ЦБ 2613610 А,14.1(1.1952. КК 0101259610 В1, 30.04.2013. 2464095 А, 08.03.1949. Адрес для переписки: 420111, г. Казань, ул. К. Маркса, 10, КНИТУ-КАИ, отдел интеллектуальной собственности (72) Автор(ы): Тонконог Михаил Игоревич (1\ХГ>. Тукмаков Алексей Львович (КИ), Тонконог Владимир Григорьевич {ИТ") (73) Патентообладатель (и): Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Казанский нан и анальный не с л едо в ател ьскин т ехн н чес кий университет им. А.Н. Туполева КАН" (КНИТУ-КАИ) (КЦ)

(54) Спльфонный насос-дозатор - регулятор расхода

РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ

-V-

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА

российская федерация (19) ру (11) ^ 995 ^С!

(51) МПК

ВОЮ 50/00 (2006.01)

(52) СПК

__В01В 50/00 (2020.02)

у

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ

<12> ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ

Статус: действует (последнее изменение статуса: 02.07.2021) Пошлина: учтена за 3 год с 14 12.2021 по 13.12 2022. Установленный срок для уплаты пошлины за 4 год: с 14.12 2021 по 13.12.2022. При уплате пошлины за 4 год в дополнительный 6-месячный срок с 14.12.2022 по 1 3.06.2023 размер пошлины увеличивается на 50%.

(211(221 Заявка: 2019141881. 13.12.2019 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: 13.12.2019 Дата регистрации: 03.08.2020 Приоритет(ы): (22) Дата подачи заявки: 13.12.2019 (451 Опубликовано: 03.08.2020 Бюл. № 22 (56) Список документов, цитированных в отчете о поиске: Ш." 2357787 С2, 10.06.2009. Ни 2676640 С1, 09.01.2019. Ю," 2460571 С1, 10.09.2012. ЬШ 2271242 С2, 10.03.2006. ВЕ 3230709 А, 23.02.1984. Адрес для переписки: 420033, г. Казань, ул. Сабан, 7, Общество с ограниченной ответственностью "Нейт". директору Серазетдннову Б.Ф. (72) Автор(ы): Тонконог Владимир Григорьевич (ИТ"), Тонконог Михаил Игоревич (КХТ), Гимранов Ильдар Карибуловнч (КТ ) (73) Пагентоооладатель(и): Общество с ограниченной ответственностью "Нейт" (В.Г)

(54) Устройство очистки газа

российская федерация

1*11

2018613594

федеральная служба

по интеллектуальной собственности

(12) ГОСУДАРСТВЕННАЯ РЕГИСТРАЦИЯ ПРОГРАММЫ ДЛЯ ЭВМ

Номер регистрации (свидетельства): 2018613594 Автор: Тонконог Михаил Игоревич (1Ш)

Дата регистрации: 19.03.2018 Номер и дата поступления заявки: 2017618265 16.08.2017 Правообладатель: Тонконог Михаил Игоревич (аи)

Дата публикации: 19.03.2018

Контактные реквизиты: т [e-mail]

Название программы для ЭВМ:

Программа для ЭВМ «С эмулятор химических и термодинамических процессов "иРУТ"»

Приложение 2 Акты внедрения результатов исследования

Акт внедрения от Компании Шлюмберже Лоджелко Инк.

ЗсМипЬердег

Т*л, *7 (495} 935-6200,

УТВЕРЖДАЮ

Руководитель .подразделения но испытаниям скважин

Шлюмберже Лоджелко Инк., нредста:<мтк:Л^сгв'> 'V. Новый Уренгой

результатов диссертационной работы на соискание ученой степени кандидата технических наук но специальности 1.3.14 —Теплофизика и теоретическая

теплотехника

Результаты диссертационной работы Тонконога Михаила Игоревича «Моделирование фазовых равновсси! пластовых нефтей и нефтегазовых смесей при измерении дебита скважин» используются при производственной работе подразделения по испытаниям скважин Департамента разведки и разработки компании Шлюмберже, в частности при моделировании фазовых равновесий пластовых флюидов при интерпретации результатов исследований скважин.

С уважением.

Региональный руководитель. Департамент испытаний скважин Шлюмберже Лоджелко Инк.

Акт внедрения от компании ООО «АПСТРИМ»

УТВЕРЖДАЮ Генеральный Директор

ООО «АПСТРИМ»

[/ Чурсин II Б. <9» ноября 2022 г.

АКТ ВНЕДРЕНИЯ

результатов диссертационной работы мл соискание ученой степени кандидата технических наук по специальности 1.314 - Теплофизика и теоретическая

ил шотехника

Результаты диссертационной работы Тонконога Михаила Игоревича «Моделирование фазовых равновесии пластовых нефтей и нефтегазовых еиееей при измерении дебита скважин» исиользуютсм при производственной работе ООО «Апетрим», в частности при моделировании фазовых равновесий при' оказании сервисных услуг по проектированию н расчетам нефтепромыслового оборудования, например нефтегазовых сепараторов.

Генеральный директор 0(50 «АПСТРИМ»