Разработка методики расчета свойств нефтяного газа в процессах добычи, сбора и подготовки нефти при неполной исходной информации тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.15.06, кандидат технических наук Дунюшкина, Екатерина Ивановна

• Дунюшкина, Екатерина Ивановна
• кандидат технических наук
• 2000

Оглавление диссертации кандидат технических наук Дунюшкина, Екатерина Ивановна

ГЛАВА 1. Введение

ГЛАВА 2. Пластовая нефть - уникальная многокомпонентная система

2.1. Современные представления о пластовой нефти и фазовых переходах в ней

2.2. Выводы

ГЛАВА 3. Согласование экспериментальных данных типового исследования пластовой нефти

3.1. Исходная информация

3.2. Проверка и согласование экспериментальных данных

3.2.1. Оценка предельной экспериментальной погрешности исходной информации

3.2.2. Согласование экспериментальных данных в пределах допустимых границ

3.3. Корректировка плотности нефтяного газа ОСР, допустимые границы

3.4. Корректировка состава нефтяного газа ОСР

3.5. Выводы

ГЛАВА 4. Моделирование состава условного компонента С5+ в нефтяном газе однократного стандартного разгазирования на базе данных разгонки нефти по истинным температурам кипения

4.1. Изучение результатов экспериментального исследования фракционного состава нефти

4.2. Разработка алгоритма выделения «узких» условных компонентов на базе данных разгонки нефти по ИТК

4.3. «Сшивка» данных разгонки нефти по ИТК со свойствами дегазированной нефти

4.4. Выводы

ГЛАВА 5. Методика расчета свойств нефтяного газа и давления насыщения нефти газом

5.1. Методика расчета физико-химических свойств нефтяного

5.2. Расчет давления насыщения нефти газом

5.3. Выводы

ГЛАВА 6. Расчет фонтанного способа эксплуатации скважин с использованием методики расчета свойств нефтяного

6.1. Модификация типового алгоритма расчета фонтанного подъемника для применения методики расчета физико-химических свойств нефтяного газа

6.2. Результаты расчетов и их анализ

6.3. Выводы

ГЛАВА 7. Анализ результатов приложения методики расчета физико-химических свойств нефтяного газа для исследования газлифтного способа эксплуатации

7.1. Особенности газлифтного способа эксплуатации

7.2. Гипотетическая добывающая скважина

7.3. Закачиваемый нефтяной газ

7.4. Пластовый нефтяной газ

7.5. «Суммарный» нефтяной газ

7.6. Фазовые равновесия в гипотетической скважине

7.7. Причины синергизма при газлифтном способе эксплуатации

7.8. Выводы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методики расчета свойств нефтяного газа в процессах добычи, сбора и подготовки нефти при неполной исходной информации»

При разработке и эксплуатации нефтяных месторождений существенно изменяются термобарические условия, при которых находится пластовая нефть в процессе извлечении ее из недр. В результате этого пластовая нефть претерпевает глубокие физико-химические изменения. Пластовые давления в зависимости от глубины залегания залежи достигают 40 МПа и более, пластовая температура соответственно 140 °С и более. В среднем (50% залежей) пластовое давление в залежах 14 - 24 МПа, пластовая температура 30 - 67 °С, давление насыщения 8 - 10 МПа. Поэтому фазовые переходы, происходящие в пластовой нефти, при изменении термобарических условий:

- разгазирование, то есть выделение растворенного газа и испарение в него нефти,

- кристаллизация парафинов и

- образование сложных структурных единиц, на базе асфальто-смолистых соединений нефти, являются неотъемлемыми физическими процессами на пути нефти от забоя добывающей скважины до товарного продукта.

Закономерности разгазирования пластовой нефти и другие сопутствующие фазовые переходы определяют технологию и способы подъема нефти в скважинах, подбор глубинного оборудования для них, технологию сбора и подготовки скважинной продукции на промыслах. Существующие на сегодняшний день методики и отраслевые руководства основываются практически только на результатах однократного стандартного разгазирования пластовой нефти, в которой растворимость нефти в нефтяном газе характеризуется комплексным показателем: объемной долей паров нефти в нефтяном газе (компонент С5+). В 1980 году Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт (ВНИИнефть) разработал «Методику расчета фазовых равновесий и физических свойств фаз нефтегазоконденсатных систем» с выделением условных компонентов в парах нефти (компоненте С5+), однако, в силу различных причин, она, практически, осталась невостребованой в отрасли. В последующие годы продолжались работы в этом направлении, выпускались соответствующие методики, однако, без существенного прогресса. Наиболее слабым местом подобных методик оставалась проблема так называемой «сшивки». Необходимо совместить результаты типового исследования пластовой нефти, получаемые в отраслевых институтах нефтедобычи, и результаты детального фракционирования нефти по истинным температурам кипения, которые получают в отраслевых институтах нефтепереработки.

Таким образом, уточнение представления состава пластовой нефти совокупностью идентифицированных индивидуальных и условных компонентов и разработка на этой базе современной методики расчета физико-химических свойств нефти и нефтяного газа в скважинах и нефтепромысловом оборудовании остается актуальной задачей.

Целью диссертационной работы является:

Разработка методики расчета физико-химических свойств нефтяного газа в зависимости от термобарических условий равновесного разгазирования пластовой нефти с использованием моделирования паров нефти в нефтяном газе условными компонентами на базе данных разгонки нефти по истинным температурам кипения.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие основные задачи:

1. Проверка качества исходной информации и согласование экспериментальных данных типового стандартного исследования пластовой нефти между собой. Разработка алгоритма согласования и корректировки (при необходимости) исходной информации для несогласованных экспериментальных данных.

2. Разработка методики моделирования состава паров нефти в нефтяном газе однократного стандартного разгазирования (ОСР) пластовой нефти на базе данных разгонки нефти по истинным температурам кипения (ИТК). Определение «расширенного» компонентного состава пластовой нефти с учетом выделенных условных компонентов (УК) в составе паров нефти в нефтяном газе ОСР.

3. Разработка методики расчета физико-химических свойств нефтяного газа на базе решения основного уравнения теории фазовых равновесий с использованием расширенного компонентного состава пластовой нефти.

Для выявления возможных «скрытых» препятствий на пути практического внедрения методики расчета физико-химических свойств нефтяного газа в нефтепромысловую практику рассмотреть приложения ее к типовым способам добычи нефти:

4. Применение методики расчета физико-химических свойств нефтяного газа для расчета распределения давления в фонтанной скважине.

5. Определение влияния состава закачиваемого нефтяного газа при газлифтном способе эксплуатации на его эффективность (КПД).

Поставленные задачи решались на основе анализа и обобщения данных литературных источников, использования уравнений материального баланса, теоретических основ теории фазовых равновесий многокомпонентных систем, исследования компьютерных моделей в широком диапазоне термобарических условий. Уравнения, полученные в диссертационной работе, решались аналитически и численными методами математического анализа, с разработкой алгоритмов и программ для персональных ЭВМ на языке программирования СИ++.

В результате решения поставленных задач в диссертационной работе получены новые научные результаты:

1. Разработана методика согласования экспериментальных данных типового исследования пластовой нефти на основе уравнений материального баланса.

2. Предложен и апробирован аналитический вид зависимости плотности распределения условных компонентов дегазированной нефти для моделирования содержания паров нефти в нефтяном газе однократного стандартного разгазирования на базе разгонки нефти по истинным температурам кипения.

3. Предложены экстраполированные значения констант фазового равновесия высококипящих нормальных углеводородов при низких температурах (10 - 50 °С).

4. Выявлено аномальное изменение молярной массы нефтяного газа по глубине фонтанной скважины при наличии в пластовой нефти сравнительно высокой концентрации растворенного газообразного азота.

5. Установлен эффект «синергизма» - превышение фактического количества равновесного нефтяного газа в скважине при газлифтном способе эксплуатации над суммой количеств закачиваемого и выделившегося из пластовой нефти нефтяных газов в точке ввода на 10-15 % в зависимости от состава закачиваемого газа.

Решение поставленных задач и новые результаты, полученные при этом, позволяют утверждать, что практическая значимость диссертационного исследования заключается в следующем:

- Создана и адаптирована на типовых способах добычи нефти методика расчета расширенного состава пластовой нефти, представляющей комбинацию согласованных данных содержания в ней идентифицированных индивидуальных и условных компонентов, последние из которых определяют состав паров нефти в нефтяном газе.

- Методика расчета физико-химических свойств нефтяного газа с разбивкой паров нефти на условные компоненты позволяет надежно предсказывать физико-химические свойства нефтяного газа в добывающих скважинах, промысловом оборудовании, обоснованно выбирать термобарические условия работы сепарационного оборудования на ДНС, ЦПС и УПН.

- Надежное определение физико-химических свойств нефтяного газа позволяет с погрешностью исходной промысловой информации:

- уточнять гидродинамические модели расчетного распределения давления в нефтяных скважинах,

- оптимизировать требования к подготовке нефтяного газа при компрессорной эксплуатации скважин,

- существенно повысить точность расстановки газлифтных клапанов с учетом выявленного эффекта «синергизма»,

- оптимизировать технико-экономические показатели работы нефтепромыслового оборудования на ДНС, ЦПС, УПН.

Основные результаты диссертационной работы обсуждались на:

1. Третьей всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России. «Новые технологии в газовой промышленности». Сентябрь 1999г. Москва;

2. Заседаниях кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва.

Автор выражает глубокую признательность научному руководителю диссертационного исследования, действительному члену РАЕН, профессору, д.т.н. И.Т. Мищенко за доброжелательное внимание, постоянную поддержку и помощь в работе.

Глава 2

Пластовая нефть - уникальная многокомпонентная система

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Дунюшкина, Екатерина Ивановна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ

1. Разработана методика согласования и корректировки экспериментальных данных типового исследования пластовой нефти на основе уравнений материального баланса.

2. Установлено, что границы допустимого изменения плотности нефтяного газа при возможности согласования остальных данных типового исследования пластовой нефти составляют ±0,9% от фактического значения плотности нефтяного газа ОСР в отличие от ±4% допустимой погрешности эксперимента.

3. Предложен и апробирован аналитический вид зависимости плотности распределения «летучих» условных компонентов дегазированной нефти для моделирования содержания паров нефти в нефтяном газе ОСР.

4. Разработана методика моделирования состава паров нефти в нефтяном газе ОСР пластовой нефти на базе данных разгонки нефти по ИТК и расчета «расширенного» компонентного состава пластовой нефти.

5. Разработана методика расчета физико-химических свойств нефтяного газа при различных термобарических условиях равновесного разгазирования пластовой нефти.

6. Методика расчета физико-химических свойств нефтяного газа апробирована на сравнении результатов расчетов распределения

136 давления в фонтанной скважине с фактическими замерами. Максимальное расхождение результатов не превышает 3,7%.

7. Выявлена неизвестная ранее особенность поведения молярной массы скважинного нефтяного газа по длине лифта фонтанной скважины, заключающаяся в наличии экстремума (минимума). Этот эффект проявляется при сравнительно высокой концентрации растворенного в пластовой нефти азота.

8. Применение методики расчета физико-химических свойств нефтяного газа к газлифтному способу эксплуатации позволило выявить эффект «синергизма» - превышение фактического количества равновесного нефтяного газа в скважине над суммарным количеством закачиваемого и выделившегося из пластовой нефти нефтяного газа.

Заключение

Целью настоящей диссертационной работы являлось разработать методику расчета физико-химических свойств нефтяного газа в зависимости от термобарических условий равновесного разгазирования пластовой нефти с использованием моделирования паров нефти в газовой фазе условными компонентами на базе данных разгонки нефти по истинным температурам кипения.

В результате диссертационного исследования по решению поставленных задач в работе были получены следующие результаты:

1. Разработан алгоритм согласования экспериментальных данных в пределах допустимых погрешностей измерений.

2. Определены границы изменения молярной массы УК С5+ в нефтяном газе ОСР в зависимости от состава паров нефти.

3. Разработан алгоритм корректировки плотности нефтяного газа, позволяющий согласовать другие экспериментальные данные ОСР пластовой нефти.

4. Установлено, что границы возможного изменения плотности нефтяного газа за счет выполнения установленных в работе пределов колебания молярной массы УК С5+ в нефтяном газе ОСР (при возможности согласования остальных данных типового исследования пластовой нефти) сужаются в среднем от ±4% погрешности эксперимента до ±0,9% от фактического значения плотности нефтяного газа.

5. Разработан программный продукт проверки, согласования и корректировки (при необходимости) экспериментальных данных типового исследования пластовой нефти.

6. Разработан и реализован алгоритм выделения «узких» условных компонентов (УК) с характеристиками по среднемассовым температурам кипения равным температурам кипения нормальных углеводородов и вычисления их молярных масс и плотностей.

7. Разработана методика «сшивки» кривой ИТК со свойствами дегазированной нефти, образующейся в результате ОСР пластовой нефти и, как следствие, смесь паров нефти в нефтяном газе разбита на «узкие» УК, количество которых, в зависимости от термобарических условий, может достигать 11.

8. Разработан программный продукт моделирования состава УК С5+ в нефтяном газе ОСР на базе данных разгонки нефти по ИТК.

9. Разработана методика расчета физико-химических свойств нефтяного газа по расширенному составу пластовой нефти, позволяющая получить весь комплекс физико-химических свойств нефтяного газа и промысловой нефти, необходимый для расчетов в технологии добычи, сбора и подготовки нефти.

10. На базе методики расчета физико-химических свойств нефтяного газа разработан программный продукт предназначенный для использования в расчетах всех процессов разгазирования пластовой нефти от забоя в добывающих скважинах до цеха подготовки и перекачки нефти (ЦППН).

11. Разработаны алгоритм и программа расчета давления насыщения нефти газом для переменного состава безводной части скважинной продукции в добывающих скважинах и объектах промыслового обустройства нефтяных месторождений.

Таким образом, цель, поставленная в диссертационной работе, достигнута, а соответствующие задачи решены.

При решении последующих задач диссертационного исследования, связанных с применением методики расчета физико-химических свойств нефтяного газа к типовым способам добычи нефти:

1. Расчет распределения давления в фонтанной скважине и сравнение с результатами фактических измерений давления в ней;

2. Изучение влияния состава закачиваемого нефтяного газа при газлифтном способе эксплуатации на его эффективность (КПД); получены следующие результаты:

1. Разработан модифицированный алгоритм расчета фонтанного подъемника для безводных скважин с использованием методики расчета физико-химических свойств нефтяного газа.

2. Показано, что методика расчета свойств нефтяного газа применительно к расчету распределения давления в фонтанной безводной скважине работает эффективно. Максимальное расхождение между фактическими и расчетными значениями давлений по глубине скважины не превышает 3,7%.

3. Установлена неизвестная ранее особенность поведения молярной массы нефтяного газа по длине лифта при относительно высоком содержании азота в составе пластовой нефти. Величина молярной массы нефтяного газа по глубине скважины имеет экстремум (минимум).

4. Основной вклад в изменение плотности нефтяного газа по глубине добывающей скважины дает изменение термобарических условиях в ней, а не изменение молярной массы.

5. При невысокой газонасыщенности пластовой нефти величина истинного газосодержания на устье фонтанной скважины практически не зависит от термобарических условий сепарации у башмака лифта.

6. Чем легче закачиваемый в газлифтную скважину нефтяной газ, тем больше проявляется его синергизм (превышение объема «скважинного» газа над суммарным) с пластовой нефтью. Не учет синергизма при газлифтном способе эксплуатации существенно занижает его расчетную эффективность, т.е. на 10. 15% завышается потребное количество закачиваемого нефтяного газа.

7. Наоборот, объем «скважинного» нефтяного газа при закачке «тяжелого» нефтяного газа существенно меньше суммарного нефтяного газа. Не учет данного эффекта приведет к существенному превышению фактического удельного объема закачиваемого нефтяного газа (на 10.20%) над расчетным.

8. При закачке «среднего» нефтяного газа объем «скважинного» нефтяного газа в точке вода незначительно отличается от суммарного. Однако, так как в процессе подъема скважинной продукции к устью проявляется эффект синергизма, то этот факт можно рассматривать как увеличение надежности расчетного количества закачиваемого нефтяного газа.

9. При газлифтном способе эксплуатации для любого типа закачиваемого нефтяного газа на устье будет отмечаться превышение молярной массы добываемой нефти по сравнению с другими способами эксплуатации, не использующими в качестве рабочего агента нефтяной газ, закачиваемый в скважину.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Дунюшкина, Екатерина Ивановна, 2000 год

1. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза. Справочник. 2-е изд., доп. и перераб. М.: Недра, 1980, 583 с.

2. Нефтяные и газовые месторождения СССР: Справочник. В двух книгах./ Под ред. С.П. Максимова. Книга первая. Европейская часть СССР. Книга вторая. Азиатская часть СССР. М.: Недра, 1987, 358 е., 303 с.

3. Сюняев З.И. Нефтяной углерод. М.: Химия, 1980, 272 с.

4. Сергиенко С.Р. Высокомолекулярные соединения нефти. М.: Гостоптехиздат, 1959.

5. Стрепихеев A.A., Деревицкая В.А. Основы химии высокомолекулярных соединений. М.: Химия. 1976.

6. Камьянов В.Ф., Аксенов B.C., Титов В.И. Гетероатомные компоненты нефти. Новосибирск: Наука, 1983, 237 с.

7. Петров А. А. Химия нафтенов. М.: Наука, 1971, 388 с.

8. Справочник по эксплуатации нефтяных месторождений. Пер. с англ., Т. 2. М.: Недра, 1965, 990с.

9. Дунюшкин И.И. Молекулярная масса, характеристический фактор и вязкость нефти. Технология и техника добычи высоковязкой нефти. Под. ред. И.Т. Мищенко. Труды, вып.165. М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1982, 15.35 с.

10. Хазнаферов А.И. Исследование пластовых нефтей. Под ред. В.Н. Мамуны, М.: Недра, 1987,116с.

11. Мищенко И.Т. Технология и техника добычи нефти Теоретические основы подъема жидкости из скважин. Ч. 1, М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1977, 61 с.

12. Мищенко И.Т. Теоретические основы подъема жидкости из скважин. Ч. 2, М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1979, 61 с.

13. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра, 1979, 319с.

14. Дунюшкин И.И., Мищенко, И.Т. Расчет основных свойств пластовых нефтей при добыче и подготовке нефти. Уч. пос. М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1982, 80с.

15. Дунюшкин И.И. Разгазирование нефти, составы равновесных нефти и газа. Уч. пос. М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1982, 52с.

16. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. Уч. пос., М.: Недра, 1989, 245с.

17. Мищенко И.Т. и др. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. Уч. пос. М.: Недра, 1984, 272с.

18. Муравьев И.М., Репин H.H. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах. М.: Недра, 1972, 208с.

19. Расчет давления по длине подъемных труб в фонтанных, газлифтных скважинах и скважинах, оборудованных ПЦН. М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1979, 52с.

20. Персиянцев М.Н. Совершенствование процессов сепарации нефти от газа в промысловых условиях. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999, 283с.

21. Мамуна В.Н., Требин Г.Ф., Ульянинский Б.В. Экспериментальное исследование пластовых нефтей. М.: ГосИНТИ, 1960, 143 с.

22. Амерханов И.М. Пластовые нефти Татарской АССР и изменения их параметров в зависимости от различных факторов. Бугульма: ТатНИПИнефть, 1975, 482 с.

23. Нефти и газы месторождений зарубежных стран. Справочник. М.: Недра, 1977, 327с.

24. Карпов А.К., Раабен В.Н., Природные газы месторождений Советского Союза. М.: Недра, 1978, 319с.

25. Нефти восточных районов СССР. Справочник, под ред. Павловой С.Н. и Дриацкой З.В. М.: Гостоптехиздат, 1962, 608с.

26. Физико-химические свойства индивидуальных углеводородов. Под. ред. В.М. Татаевского. М.: Гостоптехиздат, 1960, 412с.

27. Баталин О.Ю., Брусиловский А.И., Захаров М.Ю. Фазовые равновесия в системах природных углеводородов. М.: Недра, 1992, 272с.

28. Степанова Г.С., Выборное Н.М., ВыборноваЯ.И. Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1969, 64с.

29. Equilibrium Ratio Data Book, NGAA, 1953, Engineering Data Book, NGPSA, 1972.

30. Уэйлес С. Фазовые равновесия в химической технологии: В 2-х ч. Пер. с англ. М.: Мир, 1989. 664 с.

31. Физико химические свойства и составы нефтей и газов. Руководящие материалы. Куйбышев. ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ, 1974, 237 с.

32. ОСТ 39 112 - 80 Нефть. Типовое исследование пластовой нефти. Объем исследования. Форма представления результатов.

33. Бурдынь Т.А., Закс Ю.Б. Химия нефти, газа и пластовых вод. М.: Недра, 1975, 216 с.

34. Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей. М.: Недра, 1984, 264с.

35. Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. М.: Недра, 1976, 183 с.

36. Сафиева Р.З. Физикохимия нефти. Физико химические основы технологии переработки нефти. М.: Химия, 1998, 448 с.

37. Химия нефти. Руководство к лабораторным занятиям: Учеб. пособие для вузов / И. Н. Дияров, И.Ю. Батуева, А.Н. Садыков, Н. J1. Солодова. -Л.: Химия, 1990, 240 с.

38. Химия нефти и газа: Учебное пособие для вузов. / Под ред. В.А. Проскурякова и А.Е Драбкина. Л.: Химия, 1981, 359 с.

39. Азингер Ф. Введение в нефтехимию. Пер. с нем. под ред. Б.В. Лосикова. М.: Гостоптехиздат, 1961, 286с.

40. Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки: Справочник. / Рабинович Г.Г., Рябых П.М., Хохряков П.А. и др.; Под ред. E.H. Судакова.- 3-е изд., перераб. и доп. М.: Химия, 1979, 568 с.

41. Гороян В.И. Изучение процессов разгазирования нефти. М.: Гостоптехиздат, 1963, 108с.

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

43. Маринин Н.С., Савватеев Ю.Н. Разгазирование и предварительное обезвоживание нефти в системах сбора. М.: Недра, 1982, 171с.

44. Методика расчета фазовых равновесий и физических свойств фаз нефтегазоконденсатных систем. РД 39-1-348-80.

45. Руководство по расчету физических свойств газонасыщенной нефти и нефтяного газа для месторождений Западной Сибири. РД 39-3-548-81.

46. Руководство по расчету фазовых превращений газоконденсатных и водонефтегазоконденсатных систем и свойств фаз на ЭВМ. РД-39-1-579-81.

47. Методика расчета фазовых равновесий и физических свойств водонефтяных систем в тепловых процессах нефтеотдачи. РД-39-1- -78.

48. Инструкция по анализу, автоматизированной подготовке, расчету и выдаче данных исследования пластовых нефтей и газов. РД-39- -81.

49. Расчет состава и свойств нефти, газа и воды нефтяных месторождений Главтюменнефтегаза. СТО 51.00.021-84.

50. Расчет состава и свойств нефти, газа и воды нефтяных месторождений объединения Томскнефть. СТО 27.000-030-84.

51. Способ оперативного определения типа залежи по фракционному составу добываемой жидкости. СТП 0148463-005-87.

52. Жузе Т.П., Ушакова Г.С., Зазовская В.Ф. Методическое руководство по расчету констант фазового равновесия углеводородов СГС25 в двухфазных углеводородных системах. М.: ИГиРГИ, 1987, 24с.

53. Расчет свойств пластовых нефтей. Методическое руководство. Куйбышев: ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ, 1974, 40с.

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

55. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Под. ред. Ш.К. Гиматудинова и др., М.: Недра, 1983, 463с.

56. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под. ред. Ш.К. Гиматудинова и др., М.: Недра, 1983, 463с.

57. Сейдж Б.Х. Термодинамика многокомпонентных систем. Пер. с англ. под ред. Великовского A.C. М.: Недра, 1969, 304с.

58. Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. Справочное пособие. Пер. с англ. под ред. Б.И. Соколова. Л.: Химия, 1982, 592с.

59. Филиппов Л.П. Методы расчета и прогнозирования свойств веществ. М.: МГУ, 1988, 252с.

60. Спиридонов В.П., Лопаткин A.A. Математическая обработка физико-химических данных. М.: МГУ, 1970, 221с.

61. Степанова Г.С., Васильева М.И. Константы фазового равновесия высококипящих углеводородов от ундекана до гексадекана. Научно-технический сборник «Переработка газа и газового конденсата», №2, ВНИИГАЗПРОМ, 1972.

62. Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и масса газовых конденсатов, ШФЛУ и продуктових переработки. Методики выполнения измерений и расчета. МИ-2311-94. Издание официальное, М.: ИРЦ Газпром, 1995, 99 с.

63. Айвазов Б.В. Основы газовой хроматографии. Уч. пособие. М.: Высшая школа, 1977, 183 с.

64. Губкин И.М. Учение о нефти. М.: Наука, 1975, 384 с.

65. Муравьев И.М., Крылов А.П. Эксплоатация нефтяных месторождений Гостоптехиздат, 1949, 776 с.

66. Мищенко И.Т. Основные факторы, осложняющие процесс добычи нефти. Труды, вып.165. М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1982, 5.14 с.

67. Пантелев Г.В., Мусаверов Р.Х., Рзиев А.Б. Расчет физико-химических свойств нефти и газа на основе констант фазового равновесия при дифференциально-контактном разгазировании нефти. Труды, вып.165. М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1982, 155.168 с.

68. Андриасов P.C., Сахаров В.А., Грон В.Г. Влияние скорости потока на давление начала выделения газа. Труды МИНХ и ГП, вып.99. М.: Недра, 1972, 68.71 с.

69. Сахаров В.А. Образование новой фазы при движении многокомпонентных жидкостей в трубах. Дисс. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук. М.: МИНХ и ГП, 1966.

70. Нефти СССР (справочник), т. IV. Нефти Средней Азии, Казахстана, Сибири о. Сахалин. М.: Химия, 1974, 792 с.

71. Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1973, 280 с.

72. Дунюшкина Е.И. Алгоритм расчета физико-химических свойств нефти в скважинах и объектах обустройства месторождений // Экспресс-информ./ ВНИОЭНГ. Сер. «Автоматизация телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». 1999. - Вып. 8-9 - с. 11 -13.

73. Дунюшкина Е.И. Методические предложения по расчету свойств паров нефти в нефтяном газе. // «Нефтехимия и нефтепереработка» НТИС.-М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1999, №12 - с. 19 -22.