Теоретические основы и практические рекомендации по расчетам физико-химических свойств скважинной продукции при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, доктор технических наук Дунюшкин, Иван Игнатьевич

• Дунюшкин, Иван Игнатьевич
• доктор технических наук
• 2005

Оглавление диссертации доктор технических наук Дунюшкин, Иван Игнатьевич

ПРЕДИСЛОВИЕ.

Введение.

Список основных обозначений и единиц их измерения.

Глава 1. Моделирование состава пластовой нефти и согласование ее физико-химических свойств.

1.1. Краткий обзор современного состояния физики жидкости и проблемы моделирования пластовой нефти смеси неопределенного состава.

1.2. Компонентный состав и физические свойства пластовой нефти.

1.3. Моделирование состава нефти и разгонка промысловой нефти по истинным температурам кипения (ИТК).

Глава 2. Изменение фазового, дисперсного и компонентного состава скважинной продукции.

2.1. Фазовый, компонентный и дисперсный состав скважинной продукции.

2.2. Обводненность жидкой составляющей скважинной продукции.

Глава 3. Объективные причины изменения термобарических условий в скважинах, системе сбора и подготовки нефти, источники неопределенностей в свойствах нефти.

3.1. Давление на устье добывающих скважин - компромисс требований к надежности процесса добычи нефти.

3.2. Добывающие скважины - объективный источник тепловой энергии.

3.3. Первый этап фазового разделения скважинной продукции на промыслах.

3.4. Объективные источники неопределенности в физико-химических свойствах скважинной продукции.

Глава 4. Расчеты фазовых соотношений при разгазировании пластовой нефти.

4.1. Информация о свойствах пластовых нефтей при ф типовом исследовании глубинных проб пластовой нефти по ОСТ 39 112

4.2. Расчеты разгазирования пластовой нефти при 20 °С.

4.3. Расчеты фазовых соотношений разгазирования пластовой нефти с использованием коэффициентов w распределения компонентов нефти.

Глава 5. Расчеты объемных свойств пластовых нефтей в зависимости от давления и температуры.

5.1. Расчет зависимости объемного коэффициента пластовой нефти от давления при ее однократном стандартном разгазировании (ОСР)

5.2. Объемные свойства пластовой и промысловой нефти.

Глава 6. Алгоритмы расчета физико-химических свойств смесей пластовых и промысловых нефтей.

6.1. Компонентный состав, молярная масса и газовый фактор смеси нефтей.

6.2. Расчет температуры и плотности смеси нефтей.

Глава 7. Корреляционные методики расчета физико-химических свойств нефти и их смесей.

7.1. Расчет зависимости физико-химических свойств нефти от давления при 20 °С.

7.2. Корреляционные оценки молярной массы нефтей.

7.3. Способы расчета вязкости нефтей в зависимости от температуры и газонасыщенности.:.

Глава 8. Физико-химические свойства пластовой воды и водонефтяных эмульсий и методы их определения.

8.1. Пластовая вода в горных породах и ее ионный состав.

8.2. Расчеты физических свойств пластовых и нефтепромысловых вод.

8.3. Расчеты свойств водонефтяных эмульсий.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Теоретические основы и практические рекомендации по расчетам физико-химических свойств скважинной продукции при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений»

В отечественной нефтепромысловой практике накопилось определенное количество рекомендаций по корреляционным оценкам различных свойств пластовой нефти и нефтяного газа. Как правило, это региональные методики и не содержат указаний по пределам их применимости, а поэтому нуждаются в постоянном мониторинге степени достоверности получаемых по ним результатов и постепенно устаревают.

На кафедре разработки и эксплуатации нефтяных месторождений (РиЭНМ) РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина длительное время ведутся работы по накоплению, анализу, систематизации, обобщению и выработке общеотраслевых научно обоснованных рекомендаций по применению расчетных методов оценки физико-химических свойств пластовой нефти и нефтяного газа как в нефтепромысловой практике, так и в учебном процессе.

Тесные связи педагогического коллектива кафедры РиЭНМ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина с педагогическими коллективами других университетов и вузов, научными и производственными организациями позволяют постоянно обмениваться взаимными достижениями в области ^ теории и практики разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, проектировании и анализе эффективности технологических процессов извлечения нефти из недр, работе добывающих скважин, оптимизации систем промыслового обустройства нефтяных месторождений и др.

Как показывает практика подготовки отраслевых специалистов, магистрантов и аспирантов научно обоснованные рекомендации по учету многообразия проявления физико-химических свойств скважинной продукции обуславливают высокое качество подготовки научных и отраслевых кадров для нефтедобывающей промышленности.

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. При разработке и эксплуатации нефтяных месторождений нередки ошибки в подборе широкой гаммы различного по назначению нефтепромыслового оборудования и отклонения от оптимальных условий их работы. Причиной такого положения в практике разработки и эксплуатации нефтяных месторождений является, как правило, недостаточный учет изменения физико-химических свойств пластовых нефти и воды.

Следствием этого являются недопустимые иногда погрешности в оценках:

• объемного расходного газосодержания скважинной продукции в объектах добычи, сбора и промыслового обустройства нефтяных месторождений,

• кинетики дисперсного состава нефти, нефтяного газа и воды,

• эффективной вязкости смесей,

• истинной и расходной плотности фаз и т.д.

Разработка и эксплуатация многопластовых эксплуатационных объектов, изменяющиеся термобарические условия работы добывающих скважин, недостатки мониторинга количественных соотношений при смешении и разделении потоков в системе сбора и подготовки нефти, нефтяного газа и воды обуславливают сложность достоверного учета изменения физико-химических свойств смесей пластовых нефтей и, как следствие, объективные трудности при проектировании процессов нефтедобычи и анализе эффективности добычи, сбора и подготовки нефти отдельных нефтедобывающих объектов и предприятий в целом.

Широкое распространение в отечественной нефтепромысловой практике эмпирических методик учета изменения физико-химических свойств скважинной продукции, стандартов предприятий по расчетному определению этих свойств свидетельствует о постоянном внимании специалистов к этой проблеме.

Как правило, такие методики разрабатываются в локальных диапазонах изменения термобарических условий, характерных для данного региона и не могут с допустимыми для нефтепромысловой практики погрешностями использоваться в других регионах.

Состав безводной составляющей скважинной продукции в процессе добычи нефти, ее сбора и промысловой подготовки непрерывно изменяется по различным причинам:

• изменения динамики профилей притока в добывающих скважинах многопластовых эксплуатационных объектов;

• объединения в единую систему сбора скважинной продукции различных эксплуатационных объектов;

• различия физико-химических свойств пластовой нефти по высоте залежи и изменения дебитов скважин по залежи как по природным факторам, так и в результате действия человеческого фактора (изменения норм отбора, геолого-технических мероприятий (ГТМ), ремонтов скважин и т.д.).

В практике разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, включая подготовку проектных документов, неизвестны случаи экспериментального исследования физико-химических свойств углеводородной составляющей скважинной продукции во всем многообразии изменения составов безводной части промысловой нефти в добывающих скважинах, системе сбора и подготовки добываемой нефти до товарных кондиций, тем более что практически это неосуществимо.

Пробы пластовой нефти из каждого продуктивного пласта в соответствии с ОСТ 36 112-80 исследуются только при 3-х фиксированных значениях температур (пластовой, промежуточной и 20 °С).

Таким образом, разработка теоретически обоснованных общеотраслевых методических и практических рекомендаций по расчетному определению физико-химических свойств пластовых нефти и воды в залежи, добывающих скважинах, системах сбора и подготовки нефти к транспорту и др. является актуальной проблемой.

Цель работы. Целью диссертационной работы является обобщение и развитие теории и практики расчетного определения физико-химических свойств пластовых нефтей и их смесей, разработка научно обоснованных рекомендаций и создание типовых методик по расчету физико-химических свойств пластовой нефти, нефтяного газа и пластовой воды при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. Основные задачи исследований.

1. Теоретическое исследование физико-химических свойств пластовых нефтей, их характеристических параметров, моделирование компонентного состава пластовых нефтей и их смесей, разработка практических рекомендаций по «сшивке» результатов исследования глубинных проб пластовой нефти по ОСТ 39 112-80 и разгонке промысловой нефти по истинным температурам кипения (ИТК).

2. Разработка теоретически обоснованных методик оценки «расходных» параметров количества нефтяного газа во всех объектах добычи и обустройства нефтяных месторождений.

3. Разработка унифицированной методики расчета объемного коэффициента газонасыщенных нефтей в зависимости от их плотности при стандартных условиях, величины газонасыщенности (газового фактора) при изменении давления и температуры.

4. Разработка типовой методики расчетной оценки влияния температуры на плотность и вязкость промысловых нефтей во всем диапазоне термобарических условий на промыслах.

5. Исследование корреляционной связи молярной массы, плотности и вязкости дегазированных нефтей.

Методы решения поставленных задач. Поставленные задачи решались на основе современных представлений о нефтяных дисперсных системах и их моделировании, достижениях коллоидной химии и термодинамики в области фазовых превращений, широком использовании уравнений материального баланса, методами статистики и экспериментальными исследованиями в лабораторных и промысловых условиях. Научная новизна

1. Совокупность методов выделения условных компонентов в составе пластовой нефти и их смесей как многокомпонентных гетерогенных систем неопределенного компонентного состава, интегральные характеристики которых изменяются в сравнительно узком диапазоне.

2. Предложен новый удобный в применении характеристический параметр дегазированной нефти для учета влияния группового состава и ее ассоциативного строения на значение молярной массы дегазированной неф

3. Гипотеза построения расчетной методики определения объемного коэффициента нефти в пластовых условиях, в добывающих скважинах, в термобарических условиях сбора и промысловой подготовки нефти к транспорту как суммы поправок к объему дегазированной нефти ти, где ju'0CP - коэффициент динамической вязкости дегазированной нефти при 20 °С, Па с.

Q'{PJ)U AQ'jT) | AQ'jpAQ'(QQCP)

Основные защищаемые положения.

1. Методика моделирования компонентного состава пластовых нефтей и их смесей.

2. Учет влияния группового состава и ассоциативного строения дегазированных нефтей через его характеристический параметр П = (ju'0CP)°'u на расчетные значения физико-химических свойств пластовой нефти.

3. Корреляционная формула связи молярного объема дегазированной нефти с ее характеристическим параметром ПИ:

Мрея =0,2-ПИ, Роср где М'оср - молярная масса дегазированной нефти, кг/моль; р'оср - плотность дегазированной нефти, кг/м3;

0,2 - эмпирический коэффициент, размерность которого соответствует размерности молярного объема, л/моль.

4. Методика расчетного построения «кривых разгазирования» пластовых нефтей и их смесей в зависимости от давления и температуры в диапазоне изменения термобарических условий, характерных для разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.

5. Методика учета влияния температуры и газонасыщенности нефтей на их плотность, объемный коэффициент и вязкость.

6. Методика расчета пересчетного коэффициента нефти от пластовой к товарной и наоборот.

7. Практика экспериментального изучения физико-химических свойств пластовой нефти при решении нефтепромысловых задач показывает, что погрешность наиболее достоверных экспериментальных данных составляет в среднем 2 - 3 %. Следовательно, на современном этапе развития физики пласта разработка расчетных методов комплексной оценки физико-химических свойств пластовой нефти, нефтяного газа, попутной воды и их смесей с погрешностью менее (3 - 5) % бесперспективно.

Практическая ценность и реализация результатов работы. Основные результаты работы использованы при написании учебников, учебных пособий и справочных руководств:

1. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузов. Изд. 3-е перераб. и доп. М., Недра, 1982, 311 с.

2. Дунюшкин И.И. Разгазирование нефти, составы равновесных нефти и газа. Учебное пособие. М., МИНХиГП им. И.М. Губкина, 1982, 51с.

3. Дунюшкин И.И. Мищенко И.Т. Расчет основных свойств пластовых неф-тей при добыче и подготовке нефти. Учебное пособие. М., МИНХиГП им. И.М. Губкина, 1982, 79 с.

4. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Ш.К. Гиматуди-нов, Ю.П.Борисов, И.И. Дунюшкин и др. М., Недра, 1983, 463 с.

5. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учеб. пособие для вузов/И.Т. Мищенко, В.А. Сахаров, В.Г. Грон, Г.И. Богомольный - М.: Недра, 1984.-272 с.

6. Лутошкин Г.С., Дунюшкин И.И. Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды на промыслах. Учебн. пособие для вузов. - М.: Недра, 1985, 135 с.

7. Расчет состава и свойств нефти, газа и воды нефтяных месторождений Главтюменьнефтегаза. Стандарт предприятия. СТО 51.00.021-84. Тюмень. СибНИИНП. 1985, 39 с.

8. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: Учеб. для вузов/Ш.К. Гиматудинов, И.И. Дунюшкин, В.М. Зайцев и др.; Под ред. Ш.К. Гиматудинова. - М.: Недра, 1988. - 302с.

9. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти: Учеб. пособие для техникумов. -М.: Недра, 1989, 245 с.

10. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.-816 с.

11. Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т., Елисеева Е.И. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды: Учебное пособие для вузов. - М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 447 с.

Автор выражает самую искреннюю благодарность и признательность за неоценимую помощь в подготовке данной диссертации научному консультанту, заведующему кафедрой «Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, профессору Мищенко И.Т., без поддержки которого и постоянного внимания с его стороны к ре-# зультатам работы данное диссертационное исследование не было бы завершено.

Список основных обозначений и единиц их измерения т

Обозначения физических величин Единицы измерения

Обозначение Физическая величина СИ Кратные и дольные т Масса вещества кг мг; г; т п Количество вещества моль кмоль; Ммоль

V Объем вещества ма л; мл; см3

T,(t) Температура (обозначение оговаривается) К; (°С) t,T Время с сут; час; мин

Производные единицы измерения физических величин q Массовый (поток) дебит скважины кг/с т/сут п Количественный (поток) дебит скважины моль/с кмоль/сут

Q Объемный (поток) дебит скважины м3/с м3/сут

Р Давление Н/м2 (Па) МПа (атм1)

Ц Вязкость Пас мПа-с ьпл Объемный коэффициент пластовой нефти — —

Р Плотность кг/ма т/м3; г/л; мг/л

С Концентрация частиц дисперсной фазы М-* м"3

Cm массовая кг/м3 мг/л

Сп молярная моль/м3 моль/л м Молярная масса кг/моль г/моль

VM Молярный объем м3/моль л/МОль ср Удельная изобарная теплоемкость Дж/(кг-К) кДж/(кг-К)

Дольные единицы

Массовая доля — % масс.

9 Объемная доля — % об.

N Молярная доля — % моль.

Индексы и их значение

У Верхний Безводная промысловая нефть (жидкая, нефтяная фаза)

У Безводный нефтяной газ (газообразная фаза)

Г Вода (возможно, по тексту, с примесями, включая капельную нефть) е Нижний Воздух г Газ (газообразные, при стандартных условиях, компоненты) н Нефть (применение индекса оговаривается по тексту) s Нефть, насыщенная газом (в том числе пластовая) i,j,k Индексы (i,j,k), принимающие целочисленные значения пл Пластовая (-ый, и т.д.) pj При термобарических условиях: давлении - р, температуре - Т. оср Однократное стандартное разгазирование (ОСР) пластовой нефти

1 Абсолютная физическая атмосфера, соответствует 760 мм. рт. ст.)

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Дунюшкин, Иван Игнатьевич

Основные выводы и рекомендации

1. Для решения задач нефтепромысловой практики пластовую нефть рекомендуется моделировать как систему, состоящую из: i. восьми жидких псевдокомпонентов (условных компонентов -«узких» фракций нефти) с растворенным в них ii. восьми компонентным газом

8 8

Япп = X+ Z # или Чпп = Ясъ, + Яг ■

1 /'=1

2. Автором предложен и апробирован в нефтепромысловой практике характеристический параметр группового состава нефти П^ как эффективное средство выявления и систематизации связи свойств пластовой нефти, таких как: a. молярный объем, молярная масса, плотность и b. температура кипения нефти и ее фракций.

3. Разработан и предложен для практического применения алгоритм расчета скважинного давления насыщения пластовой нефти газом - объективной физической характеристики границы столба пластовой нефти (водонефтяной эмульсии), выше которой пластовые нефть и вода находятся в метастабильном состоянии, который позволяет оптимизировать режимы работы глубиннонасосного оборудования.

4. Предложены аналитические формулы для: a. инженерных расчетов массовой и объемной расходной доли воды в жидкой составляющей скважинной продукции (обводненности) и их связи при любых термобарических условиях; b. взаимного пересчета обводненности жидкой составляющей на устье и забое добывающей скважины или в любом ее сечении.

5. Показано, что добывающие скважины с увеличением обводненности становятся значимым источником тепловой энергии, особенно при решении промысловых задач надежной эксплуатации малодебитного по нефти фонда скважин и предложены аналитические формулы оценки теплосодержания скважинной продукции в зависимости от ее обводненности и теплофизических характеристик попутной воды и добываемой нефти.

6. Разработан алгоритм аналитического расчета компонентного состава пластовой и дегазированной нефти, их молярных масс на базе экспериментальных данных исследования глубинных проб пластовой нефти по

OCT 39 112-80 в сочетании с результатами разгонки нефти по истинным температурам кипения (ИТК). Создана инженерная методика построения кривой разгазирования пластовой нефти, удовлетворяющая запросам нефтепромысловой практики.

7. Получена аналитическая зависимость, на основании которой построена методика расчета кривой разгазирования пластовой нефти в неизотермическом трубопроводе (скважине) при различном сочетании исходных данных.

8. Используя принцип суперпозиции реализован и апробирован алгоритм расчета объемного коэффициента пластовой нефти: ч Q'{p,T) „ AQ(T) AQ(p) АО(ГрГ) от гипотезы Ь{р,Т) =—z = i +—w +—+ —\pjl

О' О' О' О' wocp **оср **оср wоср до инженерных формул, Ь'рТ = ^ + a' (Т-293) +Лт(р,Т)-Г(р,Т)~р'■ р, нефтепромысловой практики, включая корреляционные формулы для расчета коэффициентов a. термического расширения нефти а'(р,Т) и ее фракций в зависимости от плотности и температуры (до 300 °С), b. набухания нефти Лт(р, Т) при растворении в ней газа, c. коэффициента сжимаемости пластовой нефти р'.

9. Показано, что в нефтепромысловых расчетах смесь пластовых нефтей можно рассматривать как пластовую нефть гипотетической залежи с известными физико-химическими свойствами, что позволяет проводить аналитический расчет любых промысловых систем.

10. Впервые решена задача определения температуры и плотности смеси потоков нефтей с различной плотностью, различной температурой для заданного соотношения массовых потоков в смеси. При решении задачи учитывалось, что удельная изобарная теплоемкость нефтей и их фракций является функцией относительной плотности нефти, зависящей, в свою очередь, от температуры.

11. Разработана полуэмпирическая методика расчета физико-химических свойств пластовой нефти при 20 °С в зависимости от давления разгазирования с использованием эмпирических рекомендаций отраслевого института Гипровостокнефть, позволяющая производить расчеты при ограниченной исходной информации.

12. Рекомендована для практического применения корреляционная методика проф. Мищенко И.Т. для построения кривых разгазирования пластовых нефтей при 20 °С при минимальной исходной информации: а. газовый фактор пластовой нефти, b. давление насыщения пластовой нефти газом, c. объемные доли азота и метана в нефтяном газе ОСР пластовой нефти.

13. Разработаны и рекомендованы для использования в нефтепромысловой a. корреляционные формулы и алгоритмы расчета i. вязкости нефти в зависимости от температуры и количества растворенного в ней нефтяного газа, ii. плотности и вязкости минерализованной воды в зависимости от ее минерализации (массовой концентрации растворенных в ней солей) и температуры b. аналитическая формула вычисления пересчетного коэффициента товарной нефти в пластовую Кь и наоборот вт на базе экспериментально контролируемых параметров: практике Л

1 = Рпп Kb рнт + prG( диф

Заключение

К настоящему времени развитие теории жидкого состояния вещества достигло значительных успехов. Усилия отечественных и зарубежных ученых позволяют достаточно интенсивно развивать это направление физики в сторону не только высокомолекулярных соединений, но и смесей веществ, в частности фракций нефти, которые характеризуются с одной стороны узким диапазоном интегральных характеристик, а с другой стороны не полной характеристикой их компонентного состава.

Современное состояние теории и практики разработки и эксплуатации нефтяных месторождений убедительно показывает, что доля много пластовых эксплуатационных объектов становится преобладающей в перечне объектов нефтедобычи, как разрабатываемых нефтяных месторождений, так и планируемых для освоения.

В системах сбора скважинной продукции нефтяных месторождений достаточно типичной является ситуация, когда состав углеводородной составляющей скважинной продукции неизвестен из - за смешения потоков нефтей различных залежей. Такое положение обостряет необходимость грамотной и достаточно надежной оценки физико-химических свойств нефтегазовых потоков, потоков нефтеводогазовых смесей в технологических ® процессах их разделения до товарных кондиций по ГОСТ Р 51858-2002.

Все больше месторождений углеводородов характеризуется сравнительно высокими значениями термобарических условий и, как следствие, проблемами в характеристике их агрегатного состояния, что существенно затрудняет рациональное извлечение их из недр.

Доля открытых месторождений жидких углеводородов в недрах земли с трудно извлекаемыми запасами ежегодно возрастает и увеличивает актуальность разработки надежных методов оценки физико-химических свойств нефти и прогнозирования динамики их изменения в процессе разработки и эксплуатации залежей нефти.

Одним из перспективных направлений развития теории и практики разработки и эксплуатации нефтяных месторождений является обоснование требований необходимой точности прогнозов и мониторинга технологических показателей разработки залежей, подбора оборудования для эксплуатации добывающих скважин, рационального проектирования промы-ф елового обустройства месторождений.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Дунюшкин, Иван Игнатьевич, 2005 год

1. Квасников И.А. Молекулярная физика. М.: «Эдиториал УРСС», 1998. -232 с.

2. Сивухин Д.В. Общий курс физики. Том II. Термодинамика и молекулярная физика: Учеб. пособие для вузов. 3-е изд., испр. и доп. -М. Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1990. - 592 с. - (Общий курс физики; Т. II). - ISBN 5-02-014187-9 (Т. II)

3. Рэмсден Э.Н. Начала современной химии: Справ, изд.: Пер. с англ. /Под ред. В.И. Барановского, А.А. Белюстина, А.И. Ефимова, А.А. Потехина -Л.: Химия, 1989 784 е.: - Пер. изд.: Великобритания, 19851.BN 5-7245-0127-9

4. Дунюшкин И.И., Константинович Е.М., Павленко В.П. Метод расчета объемного коэффициента и плотности нефти. М.: РНТС ВНИИОЭНГ. сер. Нефтепромысловое дело. 1978, № 10, с. 19 - 21.

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

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

7. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Гиматудинов Ш.К., Борисов Ю.П., Дунюшкин И. И. и др. М., Недра. 1983, 463 с.

8. Азингер. Ф. Введение в нефтехимию. Пер. с немецкого под ред. Б.В. Лосикова. М.: Гостоптехиздат, 1961 г, 285 с.

9. Синайский Э.Г., Лапига Е.Я., Зайцев Ю.В. Сепарация многофазных многокомпонентных систем. М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2002. -621 с.

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

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

12. Ф 12. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природногогаза: Учебное пособие для вузов. 2-е изд. М.: Химия, 2001. - 568 с.

13. Ф 13. Персиянцев М.Н. Совершенствование процессов сепарации нефти отгаза в промысловых условиях. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999.283 с.

14. Физико-химические свойства и составы нефтей и газов. Руководящие материалы. Куйбышев.: «ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ», 1974, 237 с.

15. Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки. Справочник. Авт.: Рабинович Г.Г. и др. Под ред. Е.Н. Судакова. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Химия, 1979, 402 с.

16. Амерханов И.А. Пластовые нефти Татарской АССР и изменения их параметров в зависимости от различных факторов. ТатНИПИнефть. Бугульма, 1975, 483 с.

17. Андриасов Р.С. Определение молекулярного веса на основе данных о плотности нефти. В книге «Разработка нефтяных месторождений и добыча нефти». Труды МИНХ и ГП, вып. 99. М., «Недра», 1972, с. 193 — 202.

18. Дунюшкина Е.И. Разработка методики расчета свойств нефтяного газа в процессах добычи, сбора и подготовки нефти при неполной исходной информации. Дисс. на соискание ученой степени к.т.н. М. РГУ нефти и газа. 2000. 207 с.

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

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

21. Расчет состава и свойств нефти, газа и воды нефтяных месторождений Главтюменьнефтегаза. СТО 51.00.021-84. Тюмень, СибНИИНП, 39 с.

22. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учеб. пособие Ф для вузов/ И.Т. Мищенко, В.А. Сахаров, В.Г. Грон, Г.И. Богомольный М.:1. Недра, 1984 .-272с.

23. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. М: М 71 ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.-816с.

24. Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей: Справочное пособие /Пер. с англ. под ред. Б.И.Соколова. 3-е изд., перераб. и доп. - Л.: Химия, 1982. - 592 с.

25. Рябов В.Д. Физико-химические методы исследования углеводородов нефти. М.: МИНХ и ГП, 1979. - 64 с.

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

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

28. Нефти восточных районов СССР. Справочная книга/Сост. С.Н. Павлова, З.В. Дриацкая, З.Н. Баранова и др. Под ред. С.Н. Павловой и З.В. Дриацкой. Л.: Гостоптехиздат, 1958, 506 с.

29. Нефти восточных районов СССР. Справочная книга/Сост. С.Н. Павлова, З.В. Дриацкая, З.Н. Баранова и др. Под ред. С.Н. Павловой и З.В. Дриацкой. М.: Гостоптехиздат, 1962, 608 с.

30. Информационный банк данных по качеству нефтей СССР и нефтепродуктов. Каталог справочник. Часть 1, часть 2/ Сост. Е.Д. Радченко, Э.Ф. Каминский, З.В. Дриацкая и др. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1983, Часть 1 197 е., часть 2 189 с.

31. Одишария Г.Э., Точигин А.А. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей. М.: Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий. Ивановский государственный энергетический университет, 1998, 400 с.

32. Броунштейн Б.И., Щеголев В.В. Гидродинамика, массо- и теплообмен в колонных аппаратах. Л.: Химия, 1988. - 336 с.

33. Физико-химические свойства индивидуальных углеводородов. Рекомендуемые значения. Под ред. проф. Татевского В.М. М.: Гостоптехиздат, 1960, 412 с.

34. Сивухин Д.В. Механика: Учеб. пособие для вузов. 3-е изд., испр. и доп. - М. Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1989. - 576 с. - (Общий курс физики; Т. I). - ISBN 5-02-014054-6

35. Щукин Е.Д., Перцов А.В., Амелина Е.А. Коллоидная химия: Учеб. для университетов и химико-технолог. вузов. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Высш. шк., 2004. - 445 с.

36. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии (Поверхностные явления и дисперсные системы): учебник для вузов. М.: Химия, 1982. - 400 с.

37. Нигматуллин Р.И. Основы механики гетерогенных сред. М.: Наука, 1977. 336 с.

38. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М. Механика сплошной среды. М.: ГИТТЛ, 1953,788 с.

39. Справочное руководство по проектированию разработки и . эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. Ред. Ш.К. Гиматудинова/ Р.С. Андриасов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров и др. М., Недра. 1983, 455 с.

40. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. Гостоптехиздат. Москва.: 1963, 396 с.

41. Бан А, Богомолова А.Ф., Максимов В.А. и др. Влияние свойств горных пород на движение в них жидкости. Гостоптехиздат. Москва.: 1962, 275 с.

42. Глоговский М.М., Казаков А.А. Расчеты технологических показателей разработки для жесткого водонапорного режима пласта. Московский институт нефтехимической и газовой промышленности им. И.М. Губкина. Москва.: 1980, 52 с.

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

44. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. М.: Недра, 1992, 270 с.

45. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. Нью Йорк - Даллас, 1971. Пер. с англ. Под ред. проф. В.Л.Данилова. М„ Недра, 1974, 192 с.

46. Одишария Г.Э. и др. Двухфазный транспорт нефти и газа. М., ВНИИОЭНГ, 1977, 56 с.

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

48. Рудин М.Г., Сомов В.Е., Фомин А.С. Карманный справочник нефтепереработчика./Под ред. М.Г. Рудина. ЦНИИТЭнефтехим, 2004. - 336 с.

49. Ривкин С.Л. Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара. М.: Энергия, 1980.-424 с/

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

51. Ф 53. Методика расчета фазовых равновесий и физических свойств фазнефтегазоконденсатных систем. РД 39-1-348-80.

52. Дьяконов В.П. Maple 7; учебный курс. СПб.: Питер, 2002. - 672 с.

53. Осипов В.И., Соколов В.Н., Еремеев В.В. Глинистые покрышки нефтяных и газовых месторождений. М.: Наука, 2001 - 238 с.

54. Степанова Г.С. Фазовые превращения углеводородных систем,

55. Методы расчета теплофизических свойств газов и жидкостей. ВНИПИнефть, Термодинамический центр, В/О Нефтехим, М.: Химия, 1974, 248 с.

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

57. Сахаров В.А., Мохов М.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в вертикальных трубах и промысловых подъемниках. М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 398 с.

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

59. Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. М.: Недра, 1976, 182 с.

60. Ш 62. Гуревич Г.Р. О замене многокомпонентной углеводородной смеситройной системой. В кн.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Сб. науч. тр. МИНХ и ГП. - М.: Недра 1970, вып.88, с. 217-220.

61. Дунюшкин И.И., Скрипка В.Г., Ненартович Т.П. Фазовые равновесия в системах двуокись углерода н.бутан - н.декан, двуокись углерода -метан - н.декан. - Журнал физической химии А.Н. СССР, 1978, том III, вып. 1, с. 222, ВИНИТИ за № 2180 - 77 от 2.06.2977.

62. Дунюшкин И.И., Скрипка В.Г., Бокша О.А. Фазовые равновесия в смесях нормальных углеводородов и двуокиси углерода при 60 °С. -Журнал физической химии А.Н. СССР, 178, том LII, вып. I, с. 232, ВИНИТИ за № 2181 77 от 02.06. 1977.

63. Дунюшкин И.И. Расчет критических давлений смесей углеводородов с двуокисью углерода и метаном. Экспресс - информация, Нефтепромысловое дело, ВНИИОЭНГ, 1978, № 7, с. 4 - 7.

64. Ф 66. Дунюшкин И. И. Константы фазового равновесия газообразныхпродуктов горения в смеси дегазированной нефти Боровского

65. Ф месторождения. Экспресс - информация, Нефтепромысловое дело,

66. ВНИИОЭНГ, 1978, № 8, с. 9 12.

67. Дунюшкин И. И. Разгазирование нефти, составы равновесных нефти и газа. Учебное пособие. М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1982, 51 с.

68. Дунюшкин И. И., Мищенко И.Т., Елисеева Е.И. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды: Учебное пособие для вузов. М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 447 с.

69. Скрипов В. П. Метастабильная жидкость. М.: Наука, 1972. 376.С.

70. Филиппов Л.П. Подобие свойств веществ. М.: Изд-во МГУ, 1978.

71. Филиппов Л.П. Закон соответственных состояний . М.: Изд-во МГУ, 1983.

72. Филиппов Л.П. Прогнозирование свойств жидкостей и газов. Успехи и перспективы/Яеплофизические свойства веществ. ГСССД. М.: Изд-во стандартов, 1986. № 23. С. 5 35.

73. Григорьев Б.А. Исследование теплофизических свойств нефтей, нефтепродуктов и углеводородов. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Баку, АЗИНефтехим, 1979.

74. Щ 74. Филиппов Л.П. Новые методы расчета свойств нефтепродуктов //

75. ИФЖ. 1984. Т. 46, № 6. - с. 964 - 974.

76. Анисимов М.А. Уравнение состояния и методы расчета теплофизических свойств в окрестности критической точки. Обзоры по теплофизическим свойствам веществ. № 5 (25). М., Изд. ИВТАН, 1980. с. 44 76.

77. Филиппов Л.П. Об особой роли молярного объема в описании свойств жидкостей и газов//Ультразвук и физико-химические свойства вещества. Вып.9.Курск, 1975. с. 7-21.

78. Riedel L. Die Flussigkeitsdichte im Sattigungszustnad. Untersuchungen uber eine Erweiterung des Theorems der ubereinstimmenden Zustande. // Chemie Ing. - Techn. - 1954. Bd 26, № 5. - s. 259 - 264.

79. Баталин О.Ю. Методы представления тяжелых фракций нефти в задаче расчета отложений парафинов в скважинах и трубопроводах./Сборник статей. Фундаментальный базис новыхф технологий нефтяной и газовой промышленности. М. Наука. 2000, с.262 268.

80. Филиппов Jl.П. Методы расчета и прогнозирования свойств веществ. М.: Изд-во МГУ, 1988. 252 с.

81. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М. Статистическая физика. М.: Наука, 1964. Т.5.

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

83. Воды нефтяных и газовых месторождений СССР: Справочник/Под ред. Л.М. Зорькина. М.: Недра, 1989. - 382 с.

84. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: Учеб. для вузов/Ш.К. Гиматудинов, И.И. Дунюшкин, В.М. Зайцев и др.; Под ред. Ш.К. Гиматудинова. М.: Недра, 1988. - 302с.

85. Лутошкин Г.С., Дунюшкин И.И. Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды на промыслах. Учеб. пособие для вузов. М.: Недра, 1985, с. 135.