Развитие методов прогнозирования свойств природных углеводородных смесей для проектирования разработки месторождений нефти и газа тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Нугаева, Альфия Нафкатовна

• Нугаева, Альфия Нафкатовна
• кандидат технических наук
• 2007

Оглавление диссертации кандидат технических наук Нугаева, Альфия Нафкатовна

Введение

ГЛАВА 1. Теоретическая база и информационная основа прогнозирования свойств природных углеводородных смесей

1.1. Базовые положения теоретических основ фазового состояния многокомпонентных систем

1.2. Основные уравнения состояния природных газов и нефтей

1.2.1. Уравнение Редпиха-Квонга и его модификации

1.2.2. Уравнение Соаве-Редлиха-Квонга (SRK)

1.2.3. Уравнение Пенга-Робинсона (PR) и его модификации

1.2.4. Кубическое уравнение состояния в обобщенной форме по Мартину и Коутсу)

1.2.5. Кубическое уравнение состояния в обобщенной форме по А.И.Брусиловскому)

1.3. Информационная основа для создания расчетных моделей пластовых УВ флюидов

1.3.1. Пластовые нефти

1.3.2. Газоконденсатные смеси

1.3.3. Современные возможности оперативной оценки свойств пластовых УВ флюидов в промысловых условиях

Выводы к главе

ГЛАВА 2. Создание моделей природных УВ смесей для применения уравнений состояния при прогнозировании свойств природных газов и пластовых нефтей

2.1. Создание моделей пластовых нефтей (на примере пластовой УВ смеси пласта Ю1-2 Еты-Пуровского месторождения)

2.1.1. Создание модели пластовой УВ смеси при наличии данных о фракционном составе дегазированной нефти

2.1.2. Создание модели пластовой УВ смеси в отсутствие данных о фракционном составе дегазированной нефти

2.2. Создание моделей газоконденсатных систем (на примере газоконденсатной смеси пласта АВ11-2 Вынгапуровского месторождения) 51 2.2.1. Создание модели пластовой смеси с учетом данных о фракционном составе дебутанизированного конденсата

2.2.2. Создание модели в отсутствие данных о фракционном составе дебутанизированного конденсата

2.3. Расчет параметров фракций-компонент моделей пластовых смесей для применения уравнений состояния при прогнозировании свойств природных УВ смесей

2.4. Прогнозирование свойств газоконденсатных смесей на основе данных дифференциальной конденсации (CVD)

2.5. Особенности применения данных исследований ступенчатой сепарации пластовых нефтей для оценки значений подсчетных параметров 66 Выводы к главе

ГЛАВА 3. Расчетные методы прогнозирования динамической вязкости

УВ газов и жидкостей для решения инженерных задач

3.1. Расчетные методы оценки динамической вязкости УВ газов

3.2. Расчетные методы оценки динамической вязкости УВ жидкостей

3.3. Универсальный инженерный расчетный метод оценки динамической вязкости газовой и жидкой фаз УВ систем

Выводы к главе

ГЛАВА 4. Создание эффективного метода подготовки PVT-данных для решения гидродинамических задач проектирования разработки залежей пластовых нефтей на основе модели типа «black oil»

4.1. Подходы к получению зависимостей свойств пластовых нефтей от давления

4.2. Метод подготовки PVT-данных для решения гидродинамических задач проектирования разработки залежей пластовых нефтей на основе модели типа "black oil"

4.3. Использование предложенного метода для прогнозирования свойств пластовых нефтей месторождений ОАО «Газпром нефть» 93 Выводы к главе

ГЛАВА 5. Некоторые важные закономерности PVT-свойств пластовых флюидов газонефтяных систем и легких нефтей с высоким газосодержанием

5.1.Термодинамический подход к идентификации компонентного состава газовой шапки по данным исследований пластовых нефтей газонефтяных залежей (на примере Еты-Пуровского месторождения)

5.2. О возможности использования данных о плотности сепарированной нефти для идентификации газового фактора и доли пластовой нефти в добываемой УВ смеси при разработке газонефтяных залежей (на примере Еты-Пуровского месторождения)

5.3. Особенности свойств легких нефтей с высоким газосодержанием (на примере пластовой углеводородной смеси юрской залежи Новогоднего месторождения)

Выводы к главе

ГЛАВА 6. Некоторые важные особенности при прогнозировании компонентного состава добываемых газоконденсатных систем и динамики конденсатоотдачи

6.1. О влиянии рассеянных жидких углеводородов на динамику содержания группы С5+ в добываемом газе и величину коэффициента конденсатоотдачи

6.2. О влиянии пластовой температуры на динамику содержания группы

С5+ в добываемом газе и величину коэффициента конденсатоотдачи

6.3. О комплексном влиянии пластовой температуры и наличия рассеянной нефти на динамику содержания группы С5+ в добываемом газе и величину коэффициента конденсатоотдачи 120 Выводы к главе 6 122 Основные результаты исследований 123 Литература

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Развитие методов прогнозирования свойств природных углеводородных смесей для проектирования разработки месторождений нефти и газа»

Актуальность тематики исследований.

Знание свойств пластовых флюидов играет важнейшую роль как при подсчете запасов нефти и газа, так и для принятия правильных решений при проектировании разработки и эксплуатации месторождений нефти и газа.

Современные тенденции научно-технического прогресса в области обоснования свойств природных газов и нефтей заключаются в комплексном использовании результатов промысловых, лабораторных и теоретических исследований. На каждом из отмеченных этапов специалисты стремятся к повышению достоверности получаемой информации и развитию методов её интерпретации.

В настоящее время проектирование и мониторинг разработки месторождений нефти и газа осуществляется с использованием программных комплексов, аккумулирующих научные достижения в области геологического, гидродинамического и термодинамического моделирования исследуемых объектов и процессов. При использовании гидродинамических симуляторов, описывающих многомерные многофазные процессы, протекающие в продуктивных пластах, важнейшее значение имеет применение обоснованных зависимостей свойств пластовых флюидов в широком диапазоне давлений с учетом особенностей изучаемых объектов разработки.

Анализ применяемых методов обоснования свойств пластовых нефтей и природных газов показал необходимость как дальнейшего развития инженерных методов прогнозирования свойств природных углеводородных смесей, так и широкого их внедрения в промышленную практику.

Сказанное и определяет актуальность решаемой в диссертации проблемы.

Цель работы.

Совершенствование и промышленное внедрение методов прогнозирования свойств природных углеводородных смесей для проектирования разработки месторождений нефти и газа.

Основные задачи исследований.

1. Систематизация подходов к созданию расчетных многокомпонентных моделей пластовых нефтей и газоконденсатных смесей при наличии и отсутствии информации о фракционной разгонке дегазированной углеводородной жидкости.

2. Исследование влияния условий промысловой сепарации на величины подсчетных параметров нефтей различных типов.

3. Создание метода обоснования подсчетных параметров нефти, рекомендуемого для использования в случае несоответствия условий лабораторных исследований ступенчатой сепарации фактическим промысловым условиям.

4. Сравнение различных методических подходов к формированию зависимостей от давления PVT-свойств пластовых нефтей для проектирования разработки с использованием моделей типа "black oil".

5. Создание эффективного метода подготовки PVT-данных для решения гидродинамических задач проектирования разработки залежей пластовых нефтей на основе модели типа "black oil".

6. Исследование закономерностей PVT-свойств пластовых флюидов при разработке газонефтяных залежей.

7. Исследование особенностей свойств легких нефтей с высоким газосодержанием.

8. Исследование влияния пластовой температуры на динамику содержания С5+ в добываемом газе и на коэффициент извлечения конденсата при разработке газоконденсатных месторождений на режиме истощения.

9. Исследование комплексного влияния пластовой температуры и наличия рассеянной нефти на состав добываемой углеводородной смеси и коэффициент извлечения конденсата при разработке газоконденсатных месторождений на режиме истощения.

Методы решения поставленных задач.

Решение поставленных задач основывается на анализе геолого-промысловой информации, комплексном применении фундаментальных положений физики нефтяного и газового пласта и теории проектирования разработки и эксплуатации месторождений. При моделировании свойств природных углеводородных систем использованы программно-вычислительные комплексы, основанные на применении современных уравнений состояния, методов прикладной термодинамики многокомпонентных систем и вычислительной математики.

Научная новизна.

1. Создан комплексный метод обоснования подсчетных параметров пластовых нефтей и формирования зависимостей свойств нефти и газа в широком диапазоне давлений для проектирования разработки месторождений.

2. Предложен способ идентификации газового фактора по данным замеров плотности сепарированной жидкой углеводородной фазы при промысловой сепарации смеси, добываемой в процессе разработки газонефтяных залежей.

3. Выявлены эффекты совместного влияния пластовой температуры и наличия рассеянных жидких углеводородов (РЖУ) на динамику содержания группы С5+ в добываемом газе и конденсатоотдачу при разработке газоконденсатных залежей.

Основные защищаемые положения.

1. Комплексный метод обоснования подсчетных параметров пластовых нефтей и формирования зависимостей их свойств от давления для проектирования разработки месторождений нефти.

2. Способ идентификации газового фактора по данным замеров плотности сепарированной жидкой УВ фазы при промысловой сепарации смеси, добываемой в процессе разработки газонефтяных залежей.

3. Результаты исследований совместного влияния пластовой температуры и наличия РЖУ на динамику содержания группы С5+ в добываемом газе и конденсатоотдачу при разработке газоконденсатных залежей.

Практическая значимость работы и внедрение результатов исследований.

Созданный комплексный метод обоснования подсчетных параметров пластовых нефтей и формирования зависимостей свойств нефти и газа в широком диапазоне давлений получил промышленное внедрение при проектировании разработки месторождений ОАО «Газпром нефть», в том числе Еты-Пуровского, Вынгапуровского, Новогоднего, Ярайнерского, Сугмутского, Спорышевского, Романовского, Чатылкинского, Холмистого, Муравленковского, Холмогорского, Карамовского, Зимнего, Умсейского месторождений ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз», Приобского месторождения ОАО «Сибнефть-Хантос» и Крапивинского месторождения ОАО «Сибнефть-Восток».

Предложенный способ идентификации газового фактора по данным замеров плотности сепарированной жидкой УВ фазы при промысловой сепарации смеси, добываемой в процессе разработки газонефтяных залежей, использован при мониторинге разработки Еты-Пуровского месторождения

Апробация работы.

Основные результаты исследований докладывались на следующих конференциях и семинарах:

1. На научно-практической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала территорий Тюменской области», г. Тюмень, 21-22 сентября 2005 г.

2. На российской нефтегазовой технической конференции и выставке SPE г. Москва, 3-6 октября 2006 г.

3. На международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала территорий Тюменской области», г.Тюмень, 11-13 октября 2006 г.

4. На научно-практической конференции «Вопросы оптимизации разработки и повышения нефтеотдачи месторождений ОАО "Газпром нефть"», г. Ноябрьск, 19-20 декабря 2006 г.

5. На научных семинарах кафедры Разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений Российского Государственного Университета нефти и газа имени И. М. Губкина и Научно-аналитического Департамента ОАО «Газпром нефть».

6. Комплексный метод обоснования подсчетных параметров пластовых нефтей и формирования зависимостей свойств нефти и газа в широком диапазоне давлений для проектирования разработки месторождений доложен на заседаниях нефтяной секции ЦКР Роснедра 14 сентября 2006 г. и Научно-технического Совета институтов Российской Академии естественных наук 17 января 2007 г.

Публикации.

Основные результаты выполненных исследований опубликованы в одиннадцати печатных работах.

Структура и объем работы.

Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения и списка литературы из 133 наименований. Изложена на 135 страницах, в том числе содержит 27 рисунков и 25 таблиц. Благодарности.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Нугаева, Альфия Нафкатовна

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1. Систематизированы подходы к созданию расчетных многокомпонентных моделей пластовых нефтей и газоконденсатных смесей при наличии и отсутствии информации о фракционной разгонке дегазированной УВ жидкости. Показано значительное влияние условий промысловой сепарации на величины подсчетных параметров нефтей с повышенным газосодержанием.

2. Разработан метод обоснования подсчетных параметров нефти, рекомендуемый для использования в случае несоответствия условий лабораторных исследований ступенчатой сепарации фактическим условиям промысловой сепарации. В основу метода положено создание термодинамической модели, базирующейся на осредненном компонентном составе представительных проб и точно воспроизводящей такие параметры, как давление насыщения при пластовой температуре, плотность сепарированной нефти и объемный коэффициент по данным стандартной сепарации и динамическую вязкость при начальных пластовых условиях. Созданная адекватная модель пластовой нефти применяется для моделирования фактических условий промысловой ступенчатой сепарации с учетом ГОСТ Р51858-2002 по упругости паров товарной нефти.

3. Создан эффективный метод подготовки PVT-данных для решения гидродинамических задач проектирования разработки залежей пластовых нефтей на основе применения модели типа "black oil". Особенностью метода является получение зависимостей свойств нефти и газа в широком диапазоне давлений на основе комплексного применения результатов моделирования дифференциального разгазирования при пластовой температуре и ступенчатой промысловой сепарации адекватной многокомпонентной термодинамической модели осредненной пластовой нефти изучаемого объекта разработки.

4. Созданные методы внедрены в практику обоснования подсчетных параметров пластовых нефтей и подготовки PVT-данных для решения задач гидродинамического моделирования при проектировании и мониторинге разработки месторождений ОАО «Газпром нефть».

5. Предложен способ идентификации газового фактора по данным замеров плотности сепарированной жидкой УВ фазы при промысловой сепарации смеси, добываемой в процессе разработки газонефтяных залежей. На примере Еты-Пуровского месторождения показана возможность по плотности сепарированной нефти судить о том, какая часть добываемой из пласта УВ смеси получена из нефтяной толщи, а какая - из газовой шапки. Показано использование термодинамического подхода для определения компонентного состава газовой шапки по данным исследований пластовых нефтей газонефтяных залежей в отсутствие газоконденсатных исследований.

6. На примере пласта KV Новогоднего месторождения показано значительное влияние газосодержания пластовой нефти на динамику её усадки в пластовых условиях. Отмечено, что при незначительном снижении давления ниже давления насыщения наблюдается существенное увеличение насыщенности газовой фазой. Особенность усадки пластовой нефти юрской залежи Новогоднего месторождения наглядно иллюстрируется сравнением динамик насыщенности УВ жидкой фазы пластов KV и БВ31. Результаты моделирования свидетельствуют, что для залежей с большим этажом продуктивного горизонта необходимы исследования динамики компонентного состава и свойств пластовой УВ смеси с глубиной.

7. На примере Дул исьм и некого месторождения:

• подтверждено, что наличие РЖУ в газоносном объеме пласта может приводить к значительным отклонениям при планировании добычи конденсата и коэффициента его извлечения;

• показано, что аномально низкая пластовая температура оказывает существенное влияние на динамику содержания конденсата в добываемом газе и конденсатоотдачу;

• выявлено, что совместное влияние РЖУ и аномально низкой пластовой температуры оказывается ещё более значительным, чем учёт этих факторов в отдельности.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Нугаева, Альфия Нафкатовна, 2007 год

1. Абасов М.Т., Оруджалиев Ф.Г., Азимов Э.Х. и др. Рассеянные жидкие углеводороды газоконденсатных залежей Азербайджана. - Баку: ИПГНГМ АН АзССР, 1987.-С.2-10.

2. Азиз X., Сеттари Э., Математическое моделирование пластовых систем.-М.:Недра.,1982. -407 С.

3. Ашмян К.Д., А.Б. Баишев, С.Г. Вольпин. Анализ технических требований к исходным геолого-физическим и гидродинамическим данным для моделирования углеводородных систем // Вестник ЦКР Роснедра. 2006. № 1. - С.53-59.

4. Байков В.А., Шабалин М.А., Савичев В.И.и др. Коррекция физико-химических свойств нефти методом моделирования с использованием уравнений состояния // Нефтяное хозяйство , 2006, №9 (сентябрь), С.6-8.

5. Байков Н.М., Сайфутдинова Х.Х., Авдеева Г.Н. Лабораторный контроль при добыче нефти и газа. М.: Недра,1983, 128 С.

6. Басниев К.С. Добыча и транспорт газа и газового конденсата. М.: Недра, 1985, 246 С.

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

8. Брусиловский А.И. Методология применения кубических уравнений состояния для моделирования природных газоконденсатных смесей // Газовая промышленность, 2004, №4 (апрель), С. 16-19.

9. Брусиловский А.И, Нугаева А.Н. Метод моделирования PVT-свойств пластовых УВ смесей при планировании разработки нефтяных месторождений с применением моделей типа «black oil» // Газовая промышленность , № 7, 2005, С.41-43.

10. Брусиловский А.И, Нугаева А.Н. Метод моделирования свойств пластовых нефтей при планировании разработки залежей и термодинамические эффекты при сепарации добываемых УВ смесей. // Технология нефти и газа, 2005, № 5-6, С.99-105.

11. Брусиловский А.И, Нугаева А.Н. Решение актуальных задач прогнозирования свойств природных УВ смесей. // Нефтяное хозяйство, 2006, № 12, С.44-47.

12. Брусиловский А.И, Нугаева А.Н., Закиров С.Н. Особенности свойств пластовой углеводородной смеси юрской залежи Новогоднего месторождения. // Нефтяное хозяйство, 2006, № 12, С.27-29.

13. Брусиловский А.И. Методы расчета дифференциальной конденсации многокомпонентных систем // Тр. МИНХ и ГП им. И.М.Губкина. 1985, вып. 192, С. 67-77.

14. Брусиловский А.И. Фазовое равновесие в залежах нефти и газа / Глава 5 в книге:. Баталин О.Ю,. Брусиловский, А.И., Захаров М.Ю. Фазовые равновесия в системах природных углеводородов. М.: Недра, 1992, С. 142-198.

15. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 2002.- 575 С.

16. Брусиловский А.И., Закиров С.Н., В.З.Баишев и др. Прогнозирование добычи конденсата и оценка конечного коэффициента его извлечения // Газовая промышленность, 2000, март. С.43-45.

17. Брусиловский А.И., Нугаева А.Н. Эффективный подход к описанию свойств пластовых углеводородных систем при планировании разработки нефтяных и газонефтяных залежей. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2005, № 7, С.50-54.

18. Газоконденсатные системы и методы их изучения. М.: Недра, 1984. - 152 С. (УкрНИГРИ, Труды, Вып, XXXII).

19. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта М.Недра, 1982.311С.

20. Гриценко А.И., Островская Т.Д., Юшкин В.В. Углеводородные конденсаты месторождений природного газа. М.: Недра, 1983.-263 С.

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

22. Гуревич Г.Р., Лапшин В.И., Брусиловский, Желтое А.П. Коэффициенты сверхсжимаемости природных газов с высоким содержанием сероводорода и двуокиси углерода // Изв. ВУЗов. Сер. Нефть и газ. 1989, № 7, С. 61-64.

23. Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа. М., Недра, 1985. 223 С.

24. Долгушин Н.В. Терминология и основные положения технологии газоконденсатных исследований. Ухта: 2003. - 175 С.

25. Долгушин Н.В., Корчажкин Ю.М., Сагитова Д.З. Исследование природных газоконденсатных систем. Методическое руководство. М.: ВНИИгаз, 1994, 257 С.

26. Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т. Расчет основных свойств пластовых нефтей при добыче и подготовке нефти М. Недра, 1982.- 79 С.

27. Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т.Елисеева Е.ИР Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды. М: ФГУП Из-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им.И.М. Губкина, 2004 . 448 С.

28. Дурмишьян А.Г. Газоконденсатные месторождения Азербайджана. Баку, Азернешр, 1967.- С. 75 - 98.

29. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа . М. Недра,1981 .- 453 С.

30. Закиров С.Н., Сомов Б.Е., Гордон В.Я.и др. Многомерная и многокомпонентная фильтрация: Справочное пособие. М: Недра, 1988. 335 С.

31. Закиров С.Н. Разработка газовых, газококонденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений М. "Струна", 1998. 628 С.

32. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. Г.А.Зотова, З.С.Алиева. М.: Недра, 1980, С.213-245.

33. Искендеров М.А., Гаджи-Касумов А.С. Изменение свойств конденсата в процессе разработки газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1970, С.78 86.

34. Исследование газоконденсатных месторождений на газоконденсатность / Глава 7 в книге: Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995. С.363 -404.

35. Исследование газоконденсатных месторождений на газоконденсатность / Глава 7 в книге: Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. М.: Недра, 1980. С.213 - 245.

36. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований. - 2002. -140 С.

37. Ковалев А.Г., Кузнецов В.В., Покровский В.В. и др. О содержании остаточной нефти в газонасыщенных зонах нефтегазовых месторождений Приобья // Нефтяное хозяйство, 1986, № 9. С.41-43.

38. Кондрат P.M. Газоконденсатоотдача пластов. М.: Недра, 1992.-С.215-231.

39. Контроль за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений / Рассохин Г.В.,Леонтьев И.А., Петренко В.И. и др. М.: Недра. - С.34-45.

40. Лапшин В.И., Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. и др. Исследование фазового состояния пластовых смесей // Газовая промышленность, 1987, № 10. С. 4648.

41. Мамуна В.Н., Требин Г.Ф., Ульянинский Б.В. Экспериментальное исследование пластовых нефтей .- М.: ГОСИНТИ, 1960. -144 С.

42. Методика измерения расхода газа в напорных газопроводах и факельных линиях и оперативного определения газовых факторов на месторождениях. -Тюмень, СибНИИНП, 2004 г.

43. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов М.: Недра, 1992, 270С.

44. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти М.: Недра, 1989, 245 С.

45. ЪЪ.Намиот А.Ю. Расчеты фазовых равновесий в нефтегазовых смесях / Глава 2в книге: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. М.: Недра, 1983, С.30-59.

46. Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконденсатных систем / А.И.Гриценко, И.А.Гриценко,В.В.Юшкин, Т.Д.Островская. М.: Недра, 1995.-432 С.

47. Нефть. Отбор глубинных проб. РД 5753490-033-2003. Сургут: ОАО «Сургутнефтегаз». 2003.

48. Нефть. Отбор проб пластовых флюидов. Стандарт организации. СТО РМНТК 153-39.2-002-2003. М.: РМНТК «Нефтеотдача». -2003.

49. Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей. ОСТ 153-39.2-048-2003. М.: Минэнерго РФ, ВНИИнефть. 2003 г.

50. Нугаева А.Н. Влияние аномально низкой пластовой температуры и рассеянных жидких углеводородов на динамику добычи конденсата. // Газовая промышленность , № 7, 2006. С.27-30.

51. Основы технологии добычи газа / Мирзаджанзаде А.Х.,Кузнецов О.Л., Басниев К.С., АлиевЗ.С. М.: ОАО "Издательство "Недра", 2003. - 880 С.

52. Покровский КВ., Дьяченко И.И., Разамат М.С. Исследования влияния присутствия нефти на изменение потерь и добычи конденсата при дифференциальной конденсации // Газовое дело, НТС ЦНИИТЭнефтегаз. -1969, №2, С.6 - 9; №3.-С.9.-11.

53. Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений /: Желтое Ю.В., Мартос В.Н., Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. М.: Недра, 1979.-254 С.

54. Рид Р., Прауснитц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. Л.: Химия. 1982.-592 С.

55. Руководство по исследованию скважин / А.И.Гриценко, З.С.Алиев, О.М.Ермилов, В.В.Ремизов, Г.А.Зотов. М.: Наука, 1995. - 523 С.

56. Рыбак Б.М. Анализ нефти и нефтепродуктов. М: Гостоптехиздат., 1962.

57. Саушин А.З., Семенякин B.C., Вихляев В.Г. Оценка коэффициента сверхсжимаемости в подъемнике скважин // Газовая промышленность. 2000, № 3. С. 54-55.

58. Совершенствование технологии разработки месторождений нефти и газа / Под ред.Закирова С.Н. М. - Изд. "Грааль". 2000. 643С.

59. Степанова Г.С. Фазовые превращения в месторождениях нефти и газа. М.: Недра, 1983, С.104-107.

60. Степанова Г.С. Фазовые превращения углеводородных смесей газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1974.

61. Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов. ОАО «Издательство «Недра», 1999.-659 С.

62. Тер-Саркисов P.M., Долгушин Н.В., Подюк В.Г. Современное состояние и пути совершенствования газоконденсатных исследований в ОАО «Газпром». -Газовая промышленность, 2004, №4 (апрель), С.12-15.

63. Тер-Саркисов P.M., Подюк В.Г., Николаев В.А. Научные основы повышения эффективности . М.: Недра, 1998,. - 344 С.

64. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза. М.: Недра, 1974.

65. Хазнаферов А.И. Исследование пластовых нефтей / Под ред.Мамуны. В.Н -М.: Недра, 1987.-116 С.

66. Хазнаферов А.И., Дуброва А.И. Метод приближенной оценки давления насыщения пластовой нефти. Нефтепромысловое дело , 1978, N 6. С 62-66.

67. Химия нефти и газа: Учебное пособие для вузов / Богомолов А.И., Гаиле А.А., Громова В.В., и др. Л.: Химия, 1989. - 592 С.

68. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1987. - 309 С.

69. Ahmed Т. Hydrocarbon Phase Behavior. Gulf Publ. Co., Houston, TX. 1989, p.221.

70. Bergman D.F., Tek M.R., Katz D.L. Retrograde condensation in natural pipelines / Virginia: AGA, 1975.

71. Brusilovsky A.I. and.Nugaeva A.N : Modelling PVT properties of reservoir hydrocarbon fluids while oil field development planning. // Gas Industry of Russia, 2006, Digest # 1, p 9. 11.

72. Cavett R.H. Physical data for distillation calculation vapor-liquid equilibria // Proc. 27th Midyear meeting, API Division of refining, San-Francisco, CA. May 15,1964.

73. Craft B.C., Hawkins M. Applied Petroleum Reservoir Engineering. -McGraw- Hill Bock Co.lnc. New York City. - 1960.

74. Sb.Danesh Ali. PVT and Phase Behaviour of Petroleum Reservoir Fluid. Developments in Petroleum Science, Vol.47. Publ. House Elsevier Science B.V., 1998.

75. Dodson C.R., Goodwill D., Mayer E.H Application of Laboratory PVT Data to Reservoir Engineering Problems. // Transactions of AIME. 1953, v.198, p.287-298.

76. Edmister W.C. И Petroleum Refiner. -1958, v. 37, № 4, p. 173.91 .Edmister W.C. Applied Hydrocarbon Thermodynamics. Vol. 2, Houston, Gulf Publishing Co., 1988.

77. Erbar J.H., Maddox R.N. Сб + fractions need special attention // Oil and Gas Journal.-1981.-Feb. 16.-p. 116-118.

78. Evelein K.A., Moore R.G. Prediction of phase equilibria in sour natural gas systems using the Soave-Redlich-Kwong equation of state // Ind. Eng. Chem. Process Design and Development. -1979. v. 18. - № 3. - p. 618-624.

79. Firoozabadi A Thermodynamics of Hydrocarbon Reservoirs. McGraw-Hill, 1999.

80. Glaso 0. Generalized Pressure-Volume Temperature Correlations // JPT, May 1980, p. 785-795.

81. Grabocki M.S., Daubert Т.Е. A modified Soave equation of state for phase equilibrium calculations. 1. Hydrocarbon systems // Industrial and Engineering Chemistry. Process Design and Development. 1978. - № 4. - p.443-454.

82. Jhavery B.S., Youngren G.K. Three-parameter modification of the Peng-Robinson of state to improve volumetric predictions // SPE Reservoir Engineering. 1988. -v. 3. - № 3 (August). - p. 1033-1040.

83. Kail D.L., Firoozabadi A. Predicting phase behavior of condensate / crude-oil systems using methane interaction coefficients // Journal of Petroleum Technology. 1978. July. p. 1649-1655.

84. Kesler M.G., Lee B.J. Improve prediction of enthalpy of fractions // Hydrocarbon Processing. 1976. v. 55. № 3. p. 153. 158.

85. Lee B.I., Kesler M.G. //AlChE Journal. -1975, v. 21, p. 510.

86. Martin J.J. Cubic equations of state which ? // Ind. Eng. Chem. Fundam.1979.-v. 18.-p. 81-97.

87. Mc Cain Jr. W.D. Reservoir Fluid Property Correlations State of the Art // SPE Reservoir Engineering, May 1991, p.266. -272.

88. McCain W.D., Jr, Alexander R.A. Sampling Gas-Condensate Wells // SPE Reservoir Engineering, August 1992, p.358. 362

89. Moses P.L. Engineering applications of phase behavior of crude oil and condensate systems // Journal of Petroleum Technology. 1986. July. - p. 715 -723.

90. Pedersen K.S., Fredenslund Aa, Thomassen P. Properties of Oils and Natural Gases. Houston, Texas: Gulf Publishing Co. - 1989.

91. Pedersen K.S., Thomassen P., Fredenslund A. Thermodynamics of petroleum mixtures containing heavy hydrocarbons. 2. Flash and PVT calculations with the SRK equation of state // Ind. Eng. Chem. Process Des. Dev.- 1984, v. 23, № 3, p.566-573.

92. Peneloux A., Rauzy E., Freze R. A consistent volume correction for Redlich-Kwong-Soave volumes // Fluid Phase Equilibria. 1982. v. 8. - p. 7-23.

93. Peng D.Y., Robinson D.B. A new two-constant equation of state // Ind. Eng. Chem. Fundam. -1976. v. 15. - p. 59-64.

94. Peng D.Y., Robinson D.B. A rigorous method for predicting the critical properties of multicomponent system from an equation of state // AlChE Journal. 1977. - № 2.-p. 137-144.

95. Peng D.Y., Robinson D.B. The characterization of C7+ or undefined fraction for equation of state treatment // Proc. of 56 Annual Convention GPA. Dallas, Texas, 1977.-March 21-23.

96. Prausnitz J.H., Chue P.Z. Computer calculations for high pressure vapor-liquid equilibria N.-Y.: Prentice-Hall Inc., 1968.-239 p.

97. Reid R.C., Prausnitz J.H., Poling B.E. The Properties of Gases and Liquids. Fourth Edition. McGraw-Hill, Inc., 1987, 741 p.

98. Riazi M.R., Daubert Т.Е. Characterization Parameter for Petroleum Fractions // Ind. and Eng. Chem. Res. -1987, v.26, № 4.

99. Riazi M.R., Daubert Т.Е. Prediction of the composition of petroleum fractions // Ind. Eng. Chem. Process Des. Dev., v.19, 1980, p. 289-294.

100. Riazi M.R., Daubert Т.Е. Simplify property predictions // Hydrocarbon Processing.-1980, №3.-p. 115-116.

101. Sim W.J., Daubert Т.Е. Prediction of vapor-liquid equilibria of undefined mixtures // Ind. Eng. Chem. Process Des. Dev. -1980, v. 19. № 3, p. 386-393.

102. Soave G.S. Equilibrium constants from a modified Redlich-Kwong equation of state // Chem. Eng. Sci. -1972. v.27 - p. 1197-1203.

103. Soave G.S. Application of a cubic equation of state to vapor-liquid equilibria of systems containing polar compounds // Chem. E. Symposium series. 1979. - № 56-p. 1.2/1-1.2/16.

104. Standing M.B. И Volumetric and Phase Behavior of Oil Field Hydrocarbon Systems. SPE. Richardson . Texas. -1977 p. 124

105. Turner R.G., Hubbard M.G., Dukler A.E. Analysis and Prediction of Minimum FlowRate for the Continuous Removal of Liquids from Gas Wells // JPT, Nov. 1969, p.1475-1482.

106. Varotsis N., Gaganis V., Nighswander J. A Novel Non-Iterative Method for the Prediction of the PVT Behavior of Reservoir // SPE paper 56745 presented at the 1999 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Houston, Texas, 3-6 October 1999.

107. Varotsis N., Gaganis V., Nighswander J. Quality Assurance Tool for PVT Simulator Predictions // SPE paper 68235 presented at the 2001 SPE Middle East Oil Show held in Bahrein, 17-20 March 2001.

108. Vasquez M., Beggs H.D. Correlations for Fluid Physical Property Prediction // JPT, June 1980, p. 968-970.

109. Whitson C.H. Characterizing hydrocarbon plus fractions // SPE Journal. 1983. - August. - p. 683-694.

110. Whitson C.H. Effect of C7+ properties on equation-of-state predictions // SPE Journal. 1984. -December. - pp. 685-696.

111. Whitson C.H., Brule7 M.R. Phase Behavior. SPE Monograph Series. Richardson, Texas, 2000.

112. Whitson C.H., Torp S.B. Evaluating constant-volume depletion data // Journal of Petroleum Technology. 1983. - March. - p. 610-620.

113. Whitson, C.H. Brule M.R. Phase behavior. SPE Monograph Series. Richardson, Texas, 2000.

114. Wilson G.M. Advances in Cryogenic Engineering. 1964. - v.9. - p.168-172.

115. Zudkevitch D., Joffe J. Correlation and prediction of vapor-liquid equilibria with the Redlich-Kwong equation of state // AlChe Journal. 1970. - v. 16. № 1. - p. 112-119.