Расчетные методы определения физико-химических характеристик пластовых углеводородных систем в процессе разработки месторождений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 02.00.04, кандидат физико-математических наук Бобров, Евгений Владимирович

• Бобров, Евгений Владимирович
• кандидат физико-математических наук
• 2006

Оглавление диссертации кандидат физико-математических наук Бобров, Евгений Владимирович

Введение.•>

ГЛАВА 1. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧИ.

1.1. Анализ методов прогнозирования компонентных составов и объемных свойств фаз.

1.1.1 Уравнения состояния Соава и Пенга-Робинсона.

1.1.2. Метода Гофмана-Крампа в модификации Шилова В.И.

1.2. Анализ методов прогнозирования транспортных свойств природных углеводородных смесей.

1.2.1. Элементы теории аспекты вязкости газов и углеводородных жидкостей.

1.2.2. Вязкость смесей и растворов.

1.2.3. Влияние температуры на вязкость.

1.2.4. Влияние давления на вязкость.

1.3. Методы определения вязкости, основанные на использовании принципа соответственных состояний для смесей.

1.3.1. Метод Лоренца-Брея-Кларка (LBC-метод).

1.3.2. Метод Старлинга-Эллингтона.

1.4. Вязкость пластовых газонасыщенных нефтей.

1.5. Вязкость водонефтяных систем.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Расчетные методы определения физико-химических характеристик пластовых углеводородных систем в процессе разработки месторождений»

Актуальность темы. При решении задач определения фазовых превращений многокомпонентных систем в условиях пласта или при подъеме продукции скважин на поверхность в большом числе публикаций предполагается постоянство компонентных составов фаз (нефти и газа). Изменение свойств фаз связывают с изменением термобарических условий. Подобный подход обоснован для расчетов только в области, находящийся выше точки насыщения системы (однофазная область). При достижении условий фазовых переходов компонентов смеси происходят непрерывные изменения соотношений и составов фаз, имеющие две составляющие: а) изменения, связанные с фазовыми переходами вследствие изменения давления и температуры; б) изменения, обусловленные различиями в скорости движения газовой и жидкой (нефтяной и водной) фаз, что приводит к изменению общего состава термодинамической системы.

Поскольку реальные процессы при подъёме флюида на поверхность достаточно сложны, необходимо разработать алгоритм, учитывающий влияние как термобарических условий, так и вариаций компонентного состава, определяющих объёмные (плотность, сжимаемость) и транспортные (вязкость) свойства фаз.

Для определения характеристик пластового флюида по исследуемому объекту (пласту) требуется проведение большого числа определений при изучении представительных выборок образцов. Трудоемкость эмпирических методов определяет актуальность применения математического моделирования, основанного на рациональном минимуме экспериментальных данных и знании объективных закономерностей изменения основных характеристик нефтегазовой смеси в процессе разработки месторождений.

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 на базе теоретических физико-химических и термодинамических предпосылок; третье - являющееся комбинацией этих двух направлений. Наиболее успешными с точки зрения решения практических задач на сегодняшний день являются разработки датско-норвежского консорциума «Calsep», компаний Schlumberger, DBR и т.д. Однако создаваемые ими математические модели далеки от совершенства, особенно в прикладных расчётах вязкости нефтегазовых и водонеф-тяных смесей.

Для моделирования потоковых (фильтрационных) экспериментов в лабораторной практике используют модели пластовых флюидов. Остается актуальной задача создания пластовых имитатов, стабильных при нормальных условиях и соответствующих по своим объёмно-вязкостным характеристикам реальной нефти при пластовых термобарических условиях.

Цель работы - разработка методов прогнозирования физико-химических свойств пластовых систем в процессах добычи, сбора, подготовки, транспорта продукции скважин на основании закономерностей, выявленных в ходе лабораторных экспериментов с реальными углеводородными смесями и их физическими моделями; создание и реализация универсальных алгоритмов для оценки изменения объёмно-вязкостных характеристик нефте-водо-газовых смесей.

Научная новизна работы состоит в следующем: 1. Экспериментально установлены зависимости фазового состояния углеводородных систем от давления и температуры (Р, Т). Поставлена и решена с помощью сеточной функции двух целочисленных аргументов f(i,j) задача определения в каждом узле сетки на плоскости изменения термобарических условий (W={wjj=(pi, ij)}; i=0,l,2.N, р0=Рк, pN=P™, Pi<Pi+i, j=0,1,2. .M, т0=Тк, тм=Тпл, Tj<Ti+]) соотношения, компонентного состава и свойств жидкой и газовой фаз (плотность и вязкость). В зависимости от внешних условий и способа отвода сопутствующей фазы (газа - в случае нефтяных систем, жидкости - в случае газоконденсатных систем) установлена область существования и критерии нахождения истинной функции состояния системы при заданных Pi.Tj.

2. Разработан модифицированный алгоритм расчёта фазового поведения многокомпонентной углеводородной смеси, позволяющий прогнозировать фазовое равновесие, плотность фаз, и основанный на альтернативных моделях: уравнения состояния Пенга-Робинсона в классической форме и метода Гофмана-Крампа-Шилова. С использованием:

2.1. аппроксимации полного состава компонентов нефти путём варьирования набором функций распределения CN=f(N), где С - концентрация, N - число углеродных атомов компонента неделимого остатка:

- логарифмическая модель:

- модель Лоренца-Брэя-Кларка:

- модель нормального (гауссова) распределения углеводородных компонентов по нормальным температурам кипения (модель Эйгенсона).

2.2. выбора эффективных параметров, входящих в расчётные модели для компонентов неделимого нефтяного «остатка», до выполнения условия сходимости измеренных значений свойств системы (давление насыщения нефти газом, плотность, вязкость и т.д.) и рассчитанных на основании характеристик её отдельных компонентов.

3. Разработан алгоритм расчёта динамической вязкости жидкой углеводородной фазы в диапазоне температур от 273 до 473 К и давлений до 50 МПа, основанный на понятии «кажущейся» вязкости жидкой фазы (аддитивной относительно вязкостей отдельных компонентов) и введении специальных эмпирических констант.

4. Разработан метод расчета динамической вязкости водонефтяных эмульсий в зависимости от температуры и обводненности с учетом эффекта инверсии фаз.

Практическая значимость. Создана и реализована сеточная модель фазового состояния пластовых флюидов и свойств фаз в узлах сетки по Pj,

Tj и поддержана законченной версией программного продукта.

Разработанный расчётный метод определения динамической вязкости и объёмно-фазовых характеристик физических моделей нефти использован при проведении экспериментов по вытеснению нефти водой и модифицированными агентами для месторождений Западной Сибири. Результаты расчётного моделирования имеют точность, сопоставимую с результатами экспериментального определения характеристик нефтегазовых систем, что позволяет кратно уменьшить количество трудоёмких экспериментов с использованием аппаратуры высокого давления.

Расчётные модели использованы в проектах разработки и обустройства ряда нефтяных месторождений Сургутского района Западной Сибири, составленных институтом СургутНИПИнефть в период с 2000 по 2006 г.

Достоверность. Все экспериментальные результаты, используемые автором в качестве подтверждения защищаемых положений, получены в комплексном отделе петрофизических исследований Тюменского отделения института «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» (Аттестат аккредитации аналитического центра выдан Госстандартом России 05.08.2005 г., зарегистрирован в Государственном реестре под № РОСС RU.0001.512246).

Полученные результаты подтверждается сопоставлением расчетных данных с результатами экспериментальных исследований, проведённых с использованием сертифицированных методик на поверенном оборудование.

На защиту выносятся:

1. Метод расчета и расчетные зависимости физико-химических свойств (плотности и вязкости фаз) природных углеводородных систем на основании компонентного состава фаз с использованием модифицированной модели фазового поведения.

2. Методика расчета состава и приготовления физических имитатов пластовой нефти для проведения экспериментов по вытеснению и фильтрации пластовых флюидов.

3. Модель прогнозирования фазовых превращений пластовой смеси, вызванных изменением термобарических условий в стволе скважины, включающая прогнозирование распределения соотношений и объёмно-вязкостных характеристик фаз по глубине.

4. Метод расчета динамической вязкости водонефтяных эмульсий при изменении их обводненности с учетом эффекта инверсии фаз.

Заключение диссертации по теме «Физическая химия», Бобров, Евгений Владимирович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Экспериментально определена двухпараметрическая зависимость фазового состояния углеводородных систем от температуры и давления (Р, Т). На основании экспериментальных результатов разработана и реализована с помощью сеточных функции двух целочисленных аргументов f(ij), i=0,l,2.N, j=0,l,2.M (или узла сетки f(\Vjj)=f(pj, ij)) модель фазового состояния пластовых флюидов и свойств фаз. При допущении локального фазового равновесия в каждом узле сетки модели предложен алгоритм расчета плотности и вязкости фаз при повышенных пластовых давлениях и температурах.

2. Разработана модель для оценки плотности и вязкости реальных пластовых нефтей при высоких давлениях и температурах, которая позволяет повысить точность способа оценки свойств отдельных компонентов и правила их смешения. Результат достигается использованием различных способов аппроксимации расширенного углеводородного состава до выполнения основных балансовых соотношений, определяющих интегральные свойства смеси.

3. Предложена методика расчёта вязкости физических моделей пластовой нефти для проведения экспериментов по вытеснению и фильтрации пластовых флюидов. Разработан алгоритм расчета соотношения «разбавитель-нефть» для экспрессного приготовления физических (вязкостных) моделей пластовой нефти.

4. Разработана расчётная схема фазовых превращений в процессе течения газонасыщенной нефти в стволе скважин с возрастающей со временем эксплуатации обводнённостью. Анализ объемных соотношений и реологических характеристик фаз позволяет оптимизировать выбор размещения глубинного насосного оборудования в скважине.

5. Анализ полученных экспериментальных зависимостей свойств пластовых флюидов от состава и внешних условий позволяет: а) оптимизировать лабораторные эксперименты для максимального охвата залежей исследованиями; б) повысить эффективность экспресс-исследования малоизученных объектов.

Расчётные модели использованы в технологических схемах и проектах разработки и обустройства ряда нефтяных месторождений Сургутского района Западной Сибири, составленных институтом СургутНИПИнефть в период с 2000 по 2006 г.г.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В основу диссертационной работы положены результаты исследований пластовых нефтей и модельных смесей, выполненных в период с 2000 по 2006 год при непосредственном участии автора.

Все экспериментальные результаты, используемые автором в качестве подтверждения защищаемых положений, получены в комплексном отделе петрофизических исследований Тюменского отделения института «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» (Аттестат аккредитации аналитического центра выдан Госстандартом России 05.08.2005 г., зарегистрирован в Государственном реестре под № РОСС RU.0001.512246).

Список литературы диссертационного исследования кандидат физико-математических наук Бобров, Евгений Владимирович, 2006 год

1. Азиз X. Математическое моделирование пластовых систем. / Азиз X., Сеттари Э. М.:Недра, 1982. - 408с.

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

3. Soave G.S. Equilibrium constant from a modified Redlich-Kwong equation of State // Society of Petroleum Engenering of AIME. Dallas. -1981.-№15,-P. 64-71.

4. Peng D-Y. A new two constants equation of state / Peng D-Y., Robinson D.B. // Society of Petroleum Engenering of AIME.- Dallas.- 1981.15.P. 46-52.

5. Neumann H-J. Composition and Properties of Petroleum. / Neumann H-J., Paczynska-Lahme В., Severin D.- Stuttgart: Ferdinand Enke Publishers, 1981.- 137 p.

6. Жванецкий И.В. Расчет констант фазового равновесия нефтяных фракций/ Жванецкий И.В., Платонов В.М. // Нефтепереработка и нефтехимия. 1975.- № 10.- С. 13-14.

7. В.И. Шилов. Расчётное определение расширенного состава и основных параметров пластовых нефтей Западной Сибири/ В.И. Шилов, В.В. Крикунов // Нефтяное хозяйство. 2002.-№ 8.-С.2 - 5.

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

9. Winn F.W. Simplified nomographic presentation hydrocarbon vapor-liquid equilibria. // Petrol. Refiner. 1954. vol.33. - № 6. - P. 20 - 29.

10. Дуброва O.B. Корреляция вязкости пластовых нефтей. / Дуброва О.В., Хазнаферов А.И. / Под ред. А.Р. Гарушева // Краснодар: Тр. ВНИИКрНефть. вып. 10. - 1975. - С. 143 - 146.

11. Розенцвайг А.К. Автоматизация термогидродинамических расчетов при проектировании систем нефтегазосбора./ Розенцвайг А.К., Гревцов В.М. // Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое строительство.- 1982. - 60 с.

12. Шейх-Али Д.М. Изменение свойств пластовой нефти и газового фактора в процессе эксплуатации нефтяных месторождений. Уфа: изд. БашНИПИнефть, 2001.- 140 с.

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

14. Уэйлес С. Фазовые равновесия в химической технологии: В 2 х ч. Ч. 1. Пер. с анг. - М.: Мир, 1989.- 304 е.; Ч. 2. Пер. с англ. - М.:• Мир, 1989.-360 с.

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

16. Fussel D.D. An Iterative sequence for phase equilibria calculations incorporating the Redlich Kwong equation of state. / Fussel D.D., Ya-nosik J. L. // Society of Petroleum Engineering of AIME.- 1981 .- №15 -P. 23 - 32.

17. Little I. A correlation of the viscosity of hydrocarbon systems with pres• sure.- temperature.- and composition. / Little I., Kennedy H. // Soc. Pet. Eng. J.-June 1968. -P.157- 162.

18. Определение объемно-фазовых соотношений при промысловой подготовке нефти и газа. // НТИС.Сер. Нефтепромысловое дело.1981,-№7.- С. 33 -35.

19. Peneloux, A. A Consistent Correlation for Redlich-Kwong-Soave Volumes. / Peneloux, A., Rauzy, E. and Freze, R., // Fluid Phase Equilibria.1982.-№8.-P. 7-23.

20. В.И. Шилов. Прогнозирование фазового состояния природных нефтегазовых систем / В.И. Шилов, В.В. Крикунов // Нефтяное хо• зяйство.-2002.-№8.-С. 100- 103.

21. В.И. Шилов, Методы термодинамического моделирования при обосновании параметров флюидов залежей с осложнёнными условиями эксплуатации / В.И. Шилов, В.В. Крикунов // Интервал. -2002.-2(37).-С. 17-24.

22. Katz, D.L. Predicting Phase Behavior of Condensate / Crude Oil Systems Using Methane Interaction Coefficients. / Katz, D.L. and Firooza• badi, A., // J. Pet. Technol. 1998. - № 20. - P. 1649 - 1655.

23. Pearson J.R.A. Row curves with a maximum. // Journal of rheology. -1994. Vol. 38. - № 2. - P. 309 - 333.

24. Skul'skiy O.I. The hysteresis phenomenon in nonisothermal channel flow of a non-Newtonian liquid / Skul'skiy O.I., Slavnov Ye.V., Shaki-rov N.V.//J. Non-Newtonian Fluid Mech. 1999. - Vol 81. - P. 17 - 26.

25. Маскет M. Течение однородных жидкостей в пористой среде. Москва - Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2004. -628с.

26. Malkus D.S. Dynamics of shear flow of a non-Newtonian fluid / Malkus D.S., Nohel J.A., Plohr BJ. // Journal of Computational Physics, 1990. - Vol. 87. - P. 464 - 487.

27. Викторов M.M. Методы вычисления физико-химических величин и прикладные расчеты. JL: «Химия», 1977. - 360с.

28. Курнаков Н. С. Введение в физико-химический анализ. М - JL: Гостехтеоретиздат. Изд. 4, 1940. - 230 с.

29. Аносов В. Я. Основные начала физико-химического анализа. / Аносов В. Я., Погодине. А М - Л.: Изд. АН СССР, 1947 - 240 с.

30. Расчётное моделирование фазового состояния нефтегазовых смесей.: Сб. науч. тр. Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газовых месторождений. Екатеринбург: Из-во Путеведъ 2001. Вып. 3.-С.135-141.

31. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. Москва - Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2004. - 606 с.

32. Скульский О.И. Течение жидкости с вязкостью, зависящей от давления / Скульский О.И., Ситникова М.А.// Вестник ПГТУ. Динамика и прочность машин. 2002. № 3. - С. 59 - 66.

33. Renardy М. Parallel shear flows of fluids with a pressure-dependent viscosity // J. Non-Newtonian Fluid Mech. 2003. - Vol. 114 - P. 229 -236.

34. Дунюшкин И.И. Расчет основных свойств пластовых нефтей при добыче и подготовке нефти. / Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т. М.: МИНХ и ГП им. Губкина, 1982. - 79 с.

35. Скульский О.И. М.А. Течение жидкости с вязкостью, зависящей от давления / Скульский О.И., Ситникова М.А.// Вестник ПГТУ. Динамика и прочность машин. Пермь, 2002. №3. - С. 59 - 66.

36. Астарита Дж. Основы гидромеханики неньютоновских жидкостей. / Астарита Дж., Марруччи Дж. М: Мир, 1978. - 309 с.

37. Френкель Я. И. Кинетическая теория жидкостей. M.-JL: Изд. АН СССР, 1945.-327 с.

38. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа.- М.: «Грааль», 2002. 575 с.

39. Баренблатт Г.И. Движение жидкостей и газов в природных пластах. / Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. М.: Недра, 1984. 211 с.

40. Буевич Ю.А. Вязкость жидкой фазы в дисперсных системах. / Буевич Ю.А., Сафрай В.М. // ПМФТ. 1967. - №2. - С. 45 - 49.

41. Buckley S.E. Mechanism of fluid displasement in sands. / Buckley S.E., Leverett M.C. // Trans. AIME, 1942. - № 146. - P. 107 - 116.

42. Дияшев P.H. Фильтрация жидкости в деформируемых нефтяных пластах. / Дияшев Р.Н., Костерин А.В., Скворцов Э.В. Изд-во Казанского мат. об-ва. 1999. - 238 с.

43. Ertekin Т. Basic applied reservoir simulation. / Ertekin Т., Abou-Kassem J.H., King G.R. Richardson, Texas 2001. - 406 p.

44. Крылов А.П. Научные основы разработки нефтяных месторождений. / Крылов А.П., Глоговский М.М., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И.А. Москва - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. 416 с.

45. Ehlig-Economides С.A. Use of pressure derivative for diagnosing pressure-transient behavior // JPT, 1988. Oct. - P. 1280 - 1282.

46. Christensen, P.L. Regression to Experimental PVT Data. // Journal of Canadian Petroleum Technology. 1999. - № 38. - P. 1 - 9.

47. Jones F.O. A laboratory study of low permeability gas sands. / A laboratory study of low permeability gas sands // JPT. 1980. - sept. - P. 1631 - 1640.

48. Точное описание реологических характеристик неньютоновских систем, обладающих и необладающих пластическими свойствами.// НТИС. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1995. № 9. - С. 51 - 70.

49. Kuchuk F.J. et al. Pressure transient behavior horizontal wells with and without gas cap or aquifer // SPE FE. 1991. - Mar. - P. 86 - 94.

50. Atkinson, A. The Chemistry of Scale Prediction. / Atkinson, A. And Mecik, M., // Journal of Petroleum Science and Enginiring. 1997. - № 17.- .P. 113- 121.

51. Macary S. Technique predicts oil recovery from waterfloods / Macary S., Al Hamid W.A //OGJ. 1999. - Vol. 9. - №4. - P. 24 - 30.

52. Николаевский B.H. Геомеханика и флюидодинамика. M.: Недра, 1996.-с. 447.

53. OdehA.S. Unsteady-state behavior of naturally fractured reservoirs. // Soc. Pet. Eng.J. 1965. - P. 60 - 66.

54. RccT. Eyring. Theory of non-newtonian flow. Solid plastic systems. // J.apll. Phys. 1955. - Vol. 26. - P. 793.

55. Spivey J.P. Fundamentals of type curve analysis / Spivey J.P., Lee W.J.// Petroleum Engineer. 1997. - Sept. - P. 63 - 70.

56. Stanislav J.F. Elliptical flow in composite reservoir / Stanislav J.F., Easwaran C.V., Kokal S.L. //JCPT. 1992. - Vol. 31. - № 10. - P. 47-50.

57. WacholderE. The viscosity of emulsion containing fluid spheres. / Wacholder E., Hetsroni G. // Israel Jour Tech. 1970. - vol. 8. - № 3. - P. 271 -279.

58. Муравьев И.М. Исследование движения многокомпонентных смесей ^ в скважинах. / Муравьев И.М., Репин Н.Н. М.: Недра, 1972. - 208 с.

59. Лапук Б.Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов. Москва - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002. - 296 с.

60. Бэтчелор Дж. Введение в динамику жидкости. М.: Мир, 1973. -758 с.

61. Method Documentation PVT-sim 12 User Guide Denmark: CALSEP A/S.- DewPoint A/S.- 2002. - 139 p.

62. Расчет состава и свойств нефти, газа и воды нефтяных месторождений Главтюменнефтегаза. СТО Главтюменнефтегаза - Тюмень: СибНИИНП, 1984.- С.20-21.

63. Chew J. A Viscosity Correlation of Gas Saturated Crude Oils. / Chew J., Connally C.A. // Trans.-AIME, 1957. P. 355 - 357.

64. Beggs H.D. Estimating the Viscosity of Crude Oil Systems. / Beggs H.D., Robinson J.R//J. Pet.Tech. 1957. - P. 1140-1141.

65. Shilov V. A New Methods of Determination of Viscosity of Gas Saturated Oils / Shilov V., Krikunov V // Progress in Mining and Oilfield Chemistry.- 2002. Vol. 4. - P. 203 - 208.

66. Иктисанов В.А., Определение фильтрационных параметров пластов ^ и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. - 456 с.

67. Сюняев З.И. Физико-химическая механика и основы интенсификации процессов их переработки. М.: МИНХ и ГП, 1979. - 94 с.

68. Иктисанов В.А. Точное описание реологических характеристикненыотоновских систем, обладающих и необладающих пластическими свойствами. // НТИС. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1995. - № 9. - С. 51 - 70.

69. Елисеев Н.Ю. Вязкость дисперсных систем. М.: Фирма «Блок», 1998.- 80 с.

70. BN 1-55563-010-3.- Third Printing.- Feb. 1992. 1867 p.

71. OCT 153-39.2-048-2003 Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей. Объем исследований. Форма представления результатов.- М.: ВНИИнефть, 2003. 85 с.

72. РД 5753490-021-2000 Методика приготовления физической модели пластовой нефти для лабораторного определения фазовых прони-цаемостей нефти и воды и коэффициента вытеснения нефти.- Сур-гутНИПИнефть.- Тюмень, 2000. 6 с.

73. Ruska Mercury-Free PVT School. Phase Behavior and Fluid Properties.• Houston. - Texas, 1995. - 380 c.

74. User Manual. Ruska Positive Placement Pump.- Houston.- Texas, 1995. 420 c.

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

76. ГСССД 98 96 Вода. Удельный объём и энтальпия при температурах 0.800°С и давлениях 0,001. 1000 МПа // Сб. Свойства материалов и веществ.- Вып. 1 Вода и водяной пар.- М.: ВНИЦ ММ, 1990.-С. 49-90.

77. Lorenz J. Calculation Viscosity of Reservoir Fluids from Their Composition / Lorenz J., Bray B.G., Clark Ch. R. // Society of Petroleum Engineering of AIME. 1981. №15. - P. 224 - 229.

78. Эйгенсон A.C. Закономерности компонентно-фракционного и химического состава нефтей / Эйгенсон А.С., Шейх-Али Д.М. // Химия и технология топлив и масел.- из 7 статей.- 1987,- № 4, 6, 10, 12.- 1988.-№3,7, 10.

79. Е.В.Бобров. Термодинамический расчет констант фазового равновесия и давления насыщения нефтегазовых смесей // Сб.: Научная молодежь 21 веку: Сборник тезисов докладов межвузовской конференции молодых ученых. Сургут: Изд-во СурГУ, 2001. - С. 15.

80. Е.В.Бобров. Прогнозирование параметров псевдокомпонентов в гидродинамической модели трехмерной трехфазной фильтрации // Сб.: Материалы 13-ой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов. Тюмень, СибНИИНП, 2002. - С 130 - 135.

81. Peng D-Y. Two and three Phase Equilibrium Calculation for System Containing Water / Peng D-Y., Robinson D.B. // Society of Petroleum Engineering of AIME.- 1981 .-№15 P. 41 -45.

82. Баталин Я.И. Фазовые равновесия в системах природных углеводородов. / Баталин Я.И., Брусиловский А.И., Захаров М.Ю. -М.:Недра, 1992. 269 с.

83. Marshall В. Standing. Density of Crude Oils Saturated with Natural Gas/ Marshall B. Standing and Donald L. Katz. // Society of Petroleum Engineering of AIME. 1981 .-№15-P. 159- 165.

84. Peneloux, A. A Consistent Correlation for Redlich-Kwong-Soave Volumes / Peneloux, A., Rauzy, E. and Freze, R. // Fluid Phase Equilibria. -1982.-№8.-P. 7-23.

85. ГСССД 98 96 Вода. Коэффициент динамической вязкости при температурах 0.800°С и давлениях от соответствующих разряженному газу до 300 МПа // Сб. Свойства материалов и веществ.-Вып. 1 Вода и водяной пар.-М.: ВНИЦММ, 1990. - С. 17-38.

86. Starling К.Е. Viscosity correlation for nonpolar dense fluids / Starling K.E., TUington R.T. // A.J.Ch. E Journal. 1964. - № 10. P. 11 - 15.

87. Chatterjee A. Estimation of viscosity of organic liquids / Chatterjee A., Kunte A.V // Chemistry & Industry.- 1982. №11. P. 375 - 376.

88. Е.В.Бобров. Методика расчета физических моделей пластовой нефти. / Е.В.Бобров, В.И.Шилов, В.В.Крикунов. // Нефтяное хозяйство.- 2005. -№ 11.-С. 55 57.