Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Физическое моделирование фазовых превращений нефтегазоконденсатных систем глубокозалегающих месторождений Прикаспия

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Содержание диссертации, доктора технических наук, Лапшин, Владимир Ильич

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1 .СОСТОЯНИЕ И ЗАДАЧИ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ

ИССЛЕДОВАНИЙ ПЛАСТОВЫХ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СИСТЕМ.

1.1. Классификация нефтегазоконденсатных залежей.

1.2. Общие понятия о фазовых превращениях углеводородных газожидкостных систем.

1.3. Методы математического моделирования парожидкостного равновесия углеводородных газожидкостных систем.

1.4. Аналитические методы определения коэффициентов сверхсжимаемости.

Выводы.

Глава 2. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО ИССЛЕДОВАНИЯ ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ И

СВЕРХСЖИМАЕМОСТИ ПЛАСТОВЫХ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ

СИСТЕМ СЛОЖНОГО СОСТАВА.

2.1. Совершенствование аппаратуры, применяемой для физического моделирования фазовых характеристик газожидкостных систем.

2.2. Совершенствование методик экспериментального изучения фазовых превращений газоконденсатных систем.

2.3. Проведение исследований методами контактной и дифференциальной конденсации.

2.4. Разработка и совершенствование экспериментальных методов определения коэффициентов сверхсжимаемости

Ъ газов сепарации и пластовых газов (газоконденсатных систем,).

2.5. Экспериментальные исследования коэффициентов сверхсжимаемости сухих газов и газожидкостных систем.

Выводы.

Глава 3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ФАЗОВЫХ ПРЕВРАЩЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДНЫХ РЕТРОГРАДНЫХ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СИСТЕМ.

3.1. Существующие представления о фазовых переходах в ретроградных областях.

3.2. Закономерности фазовых превращений углеводородных систем, состоящих из метанового газа и жидких углеводородов.

3.3. Исследование влияния гомологов метана на фазовые характеристики углеводородных газожидкостных систем.

Выводы.

Глава 4. ВЛИЯНИЕ НЕУГЛЕВОДОРОДНЫХ КОМПОНЕНТОВ НА ФАЗОВЫЕ ПРЕВРАЩЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СИСТЕМ.

4.1. Обзор исследований по оценке влияния азота, углекислого газа и сероводорода на фазовые характеристики газожидкостных систем.

4.2. Экспериментальные исследования влияния углекислого газа на фазовые превращения углеводородных систем.

4.3. Исследование влияния сероводорода на фазовые характеристики углеводородных систем.

Выводы.

Глава 5. ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ФАЗОВЫХ ПРЕВРАЩЕНИЙ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СИСТЕМ СЛОЖНОГО СОСТАВА В ОКОЛОКРИТИЧЕСКИХ И КРИТИЧЕСКИХ ОБЛАСТЯХ.

5.1. Особенности фазового поведения пластовых газожидкостных систем с высоким содержанием высококипящих углеводородов.

5.2. Аналитическая и экспериментальная оценка критических параметров газожидкостных систем сложного состава.

5.3. Исследование газожидкостных систем, способных к дифференциации состава и фазовых характеристик при высоких давлениях и температурах.

Выводы.

Глава 6. МОДЕЛИРОВАНИЕ УСЛОВИЙ ФОРМИРОВАНИЯ АСТРАХАНСКОГО ГКМ, ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ И ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК С ДИФФЕРЕНЦИАЦИЕЙ СОСТАВА ПЛАСТОВОЙ СМЕСИ ПО ПЛОЩАДИ.

6.1. Геофизикохимическое и термодинамическое моделирование формирования АГКМ и прогноз нефтегазоносности глубокозалегающих палеозойских отложений.

6.2. Особенности геологического строения, термобарических и газодинамических характеристик АГКМ.

6.3. Закономерности изменения состава пластовой смеси по площади АГКМ.

6.4. Экспериментальные исследования фазовых превращений газожидкостных систем АГКМ.

Выводы.

Глава 7. ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ И ФАЗОВОГО ПОВЕДЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СИСТЕМ КАРАЧАГАНАКСКОГО НГКМ СО ЗНАЧИТЕЛЬНОЙ ДИФФЕРЕНЦИАЦИЕЙ СОСТАВА ПО ГЛУБИНЕ.

7.1. Геофизикохимическое и термодинамическое моделирование формирования КНГКМ и прогноз нефтегазоносности Карачаганакского поднятия.

7.2. Исследование фазовых превращений пластовых газожидкостных систем КНГКМ.

Выводы.

Глава 8. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ, ВЛАГОСОДЕРЖАНИЯ, НЕРАВНОВЕСНОСТИ ФАЗОВЫХ ПЕРЕХОДОВ И КОНДЕНСАТООТДАЧИ НА ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ СО СЛОЖНЫМ СОСТАВОМ ПЛАСТОВОЙ СМЕСИ.

8.1. Существующие представления о влиянии пористой среды на фазовые превращения нефтегазоконденсатных систем.

8.2. Изучение неравновесности фазовых переходов в сложных пластовых системах.

8.3. Экспериментальные и аналитические исследования влагосодержания пластового газа АГКМ и его влияния на фазовые характеристики.

8.4. Экспериментальные исследования конденсатоизвлечения глубокозалегающих месторождений со сложным составом пластового газа.

Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Физическое моделирование фазовых превращений нефтегазоконденсатных систем глубокозалегающих месторождений Прикаспия"

Актуальность проблемы. Основными задачами нефтегазодобывающей промышленности России на современном этапе ее развития являются достижение стабильного уровня добычи нефти, сохранение высокого уровня добычи природного газа и увеличение добычи конденсата. Поэтому исключительно важное значение, наряду с поиском новых путей ускорения разведки и введения в разработку новых месторождений, имеют работы, направленные на создание новых технологий повышения нефте-, газо-, конденсатоотдачи пластов. В последние годы в Прикаспии открыты и введены в разработку уникальные по запасам месторождения - Астраханское ГКМ, Карачаганакское НГКМ, Тенгизское нефтяное и др., нефтегазоконденсатные системы (НГКС) которых представлены смесью углеводородных и неуглеводородных компонентов. Продуктивные горизонты залегают на значительных глубинах 3000-5000 м и более, пласты характеризуются неравномерным распределением различных типов коллекторов, значительными пластовыми температурами 343-423 К и аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД). При фильтрации в пласте, подъеме на поверхность, транспорте и подготовке НГКС претерпевают непрерывные фазовые превращения, которые сопровождаются изменением состава и свойств фаз. В связи с этим изучение фазовых превращений необходимо начинать на стадии разведки для получения характеристик НГКС и подсчета запасов углеводородных и неуглеводородных компонентов. На основании результатов дальнейших исследований проектируются эффективные системы разработки месторождений и оптимизируются процессы добычи, подготовки и переработки добываемого сырья.

Анализ направлений исследования парожидкостного равновесия НГКС показал, что наиболее эффективным остается комплексный подход, сочетающий экспериментальные и аналитические методы исследования, которые при этом совершенствуются, дополняя друг друга. Комплексные исследования особенно важны при изучении НГКС с высоким содержанием С5+в, Н23 и СОг в области высоких давлений, низких и высоких температур, 7 где различия расчетных и экспериментальных данных до последнего времени были особенно значительными. Крупной теоретической и научно-практической задачей является создание современной экспериментальной и аналитической основы для моделирования фазовых состояний природных углеводородных систем в широком термобарическом диапазоне. Поэтому совершенствование существующих и разработка новых методов экспериментального изучения фазовых равновесий модельных и реальных НГКС являются актуальной проблемой.

Достоверность результатов моделирования фазового поведения сложных НГКС во многом определяется точностью результатов газогидродинамических и газоконденсатных исследований. В связи с этим совершенствование методов изучения и прогнозирования состава, свойств и термобарических условий залегания НГКС в пластах, непосредственное проведение экспериментального моделирования сверхсжимаемости, фазовых превращений и конденсатоотдачи являются важнейшими составляющими, определяющими эффективность разведки, разработки и эксплуатации глубокозалегающих месторождений.

Цель работы. Создание методов и технологий проведения экспериментального моделирования составов и фазового поведения НГКС с целью оптимизации процессов разведки, разработки и эксплуатации глубокозалегающих нефтегазоконденсатных месторождений. Основные задачи исследования.

1. Разработка и совершенствование экспериментальных установок и методов для моделирования фазовых превращений и сверхсжимаемости НГКС, содержащих в своем составе Н28, СОг, Н20, в широком термобарическом диапазоне.

2. Создание экспериментально-аналитических моделей фазового поведения и сверхсжимаемости сложных ретроградных газожидкостных систем (ГЖС) в интервалах давлений 0.1013-120 МПа и температур 253-473 К.

3. Выявление особенностей фазового поведения сложных ГЖС в околокритических, критических и закритических областях, определение критических параметров экспериментальными методами. 8

4. Разработка и совершенствование геохимических и термодинамических методов моделирования процессов формирования залежей углеводородов, изучение состава и фазового поведения НГКС глубокозалегающих месторождений Прикаспия.

5. Апробация созданных экспериментально-аналитических моделей для оптимизации процессов разведки, разработки и эксплуатации нефтегазоконденсатных залежей.

Методы решения поставленных задач. Для решения вышеперечисленных проблем автором использованы современные основы термодинамики фазовых превращений углеводородных ГЖС. Исследования газодинамических и газоконденсатных характеристик пластов и скважин проводились с помощью сепарационных установок «Порта-Тест», «Бретко» (Канада), глубинных приборов «Кастер» (США). Для изучения компонентного состава газовой и жидкой фазы были использованы хроматографы ЛХМ - 90, Цвет - 800 и Хром - 5 (Чехия). Фазовое состояние и другие термодинамические характеристики исследовались на высокоточных установках фазовых равновесий «Магра-РУТ» и «АСФ-РУТ» (Франция). Результаты экспериментов обрабатывались с применением методов математической статистики на ПЭВМ. Научная новизна.

1. Обобщены и развиты технологии и методы физического моделирования фазовых превращений и сверхсжимаемости НГКС, позволяющие значительно расширить термобарический диапазон исследования и поведение систем с высоким содержанием Н23 и С02.

2. Впервые проведены комплексные, экспериментальные и аналитические исследования, результаты которых позволили существенно уточнить расчетные коэффициенты сверхсжимаемости сложных газовых и газоконденсатных систем.

3. Проведены широкомасштабные экспериментальные исследования фазовых превращений НГКС в широком диапазоне давлений (от 0.1013 до 120 МПа) и температур (от 253 до 473 К). В результате аналитической обработки и обобщения результатов созданы модели (диаграммы) бинарных, псевдобинарных и многокомпонентных ГЖС, у которых парожидкостные 9 переходы в зависимости от содержания С5+в реализуются в ретроградной, критической и жидкостной областях, в частности:

• Фазовые диаграммы ГЖС, содержащих углеводородные и неуглеводородные компоненты (Н28 и С02), в ретроградной области, при л содержании С5+в от 80 до 1000 г/м, которые имеют вид, значительно отличающийся от «классического», особенно в области низких давлений и температур. Получены графические и аналитические зависимости для определения основных фазовых характеристик ГЖС ретроградных систем -давления начала конденсации Рнк, давления максимальной конденсации Рмк, насыщенности выпавшей жидкой фазой С2МК. Установлена универсальная закономерность немонотонного изменения давления начала конденсации в зависимости от содержания С5+в в системе.

• Фазовые диаграммы ГЖС с содержанием С5+в от 600 до 1500 г/см3, с описанием особенностей фазового поведения в критической и жидкостной областях и результаты определения критических параметров Ркр, Ткр. Впервые выявлено и описано особое, ранее не изученное, фазовое состояние ГЖС в закритических областях.

• Графоаналитический метод построения фазовых диаграмм ГЖС в ретроградной области, алгоритм которого включает определение основных фазовых характеристик Рнк, Рмк, (Змк псевдобинарных систем (СЕЦ+ С5+в) при различных температурах с введением поправок на влияние: аддитивное -гомологов метана и неаддитивное - Н28 и С02.

4. Созданы геохимические и термодинамические модели формирования глубокозалегающих нефтегазоконденсатных месторождений. Проведен прогноз состояния и свойств пластовых НГКС, залегающих в подсолевых толщах на Астраханском своде и Карачаганакском поднятии.

5. Обоснованы термобарические характеристики, выявлены закономерности изменения компонентного состава и фазового состояния пластовых систем по площади месторождения (для АГКМ) и по глубине (для КНГКМ). Проведено моделирование динамики истощения и обоснована конденсатоотдача пластов АГКМ и КНГКМ на различных этапах снижения пластового давления.

10

6. Разработана методика и получены результаты экспериментального моделирования влагонасыщенности пластовых ГЖС с высоким содержанием H2S и С02. Установлено, что растворенная конденсационная вода смещает фазовое равновесие в сложных пластовых ГЖС и увеличивает Рнк

7. Разработана методика и получены результаты моделирования фазовых переходов НГКС в неравновесном состоянии. Показана возможность использования эффекта нахождения пластовой системы в динамических условиях призабойных зон в неравновесном (метастабильном) состоянии для повышения эффективности эксплуатации газоконденсатных скважин. Рекомендованы составы газовых смесей для проектируемых методов повышения конденсатоотдачи на месторождениях со сложным составом НГКС.

Практическая ценность диссертации и ее реализация в промышленности.

Практическая ценность научных исследований состоит: в создании экспериментальных установок и методов для изучения фазовых и других термодинамических характеристик углеводородных ГЖС и пластовых смесей сложного состава; в развитии комплексного подхода к моделированию состава, свойств и парожидкостного равновесия пластовых НГКС; в разработке геофизикохимических моделей формирования и совершенствования методов газодинамических и газоконденсатных исследований глубокозалегающих месторождений.

Результаты научных исследований и обобщений диссертанта реализованы в процессе разведки АГКМ (см. отчет «Подсчет запасов газа, конденсата, серы и сопутствующих компонентов Астраханского серогазоконденсатного месторождения», 1987 г.) и вошли составной частью в «Проект разработки Астраханского ГКМ» 2000 г.

Разработанные автором методики газоконденсатных и термодинамических исследований используются для оптимизации процессов разведки и разработки АГКМ. Созданные диссертантом методы и полученные результаты нашли применение на стадии разведки, при проектировании, анализе и регулировании разработки КНГКМ, Тенгизского нефтяного и других глубокозалегающих месторождений.

11

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались на Всесоюзном научно-техническом совещании «Совершенствование методов изучения и подсчета запасов нефти в карбонатных и эффузивных породах» (Волгоград, 1986 г), на региональной научно-практической конференции «Проблемы комплексного освоения Астраханского газоконденсатного месторождения» (Астрахань, 1987г), на Всесоюзном семинаре по комплексным проблемам разработки месторождений природных газов (Москва, 1986 г.), на Международной конференции «Разработка газоконденсатных месторождений» (Краснодар,

1990 г.), на научно-технической конференции «Проблемы экологически безопасных технологий разведки, разработки и эксплуатации глубокопогруженных месторождений со сложным составом пластовой смеси» (Астрахань, 1991 г.), на заседании кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений МИНГ (Москва,

1991 г.), на Зеи научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва, 1993 г.), на XV Губкинских чтениях «Перспективные направления, методы и технологии комплексного изучения нефтегазоносности недр» (Москва, 1999 г.), на Всероссийской научно-практической конференции »Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленно освоенных глубин, определение приоритетных направлений геологоразведочных работ» (Пермь, 2000г.), на Международной научно-практической конференции «Проблемы добычи и переработки нефти и газа в перспективе международного сотрудничества ученых Каспийского региона» (Астрахань, 2000 г.).

Автор благодарен коллективу кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений Российского государственного университета нефти и газа им. И.М.Губкина и ее руководителям профессорам К.С.Басниеву и Ю.П.Коротаеву за всесторонюю поддержку работы. Автор признателен ведущим российским ученым А.И.Брусиловскому, Г.П.Былинкину, В.Н.Мартосу, В.А.Николаеву, Т.Д.Островской, В.Ф.Перепеличенко, О.И.Серебрякову, В.В.Юшкину за большую помощь в проведении совместных исследований.

12

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Лапшин, Владимир Ильич

Выводы

1. Экспериментально исследована динамика неравновесных процессов (конденсация-растворение), проходящих в пластовых газожидкостных системах на различных этапах снижения давления и при различной плотности растворенной жидкой фазы. Полученные результаты позволяют судить о возможности снижения давления на забое скважины ниже давления начала конденсации на 1-3 МПа при фильтрации в пласте смеси с растворенной жидкой фазой малой и средней плотности без существенного влияния на выход С5+в и продуктивность скважин.

2. Впервые показано, что для растворения жидкой фазы большой плотности, выпавшей при давлениях ниже Рнк на 5-10 МПа, необходимо длительное время. Так, для полного растворения выпавшей жидкой фазы при давлениях выше Рнк на 3-5 МПа требуется более десяти суток. Это необходимо учитывать при разработке методов повышения конденсатонефтеотдачи с помощью закачки газов различного состава.

3. Впервые проведена экспериментальная оценка влияния влагонасы-щенности на фазовые характеристики пластового газа АГКМ. Показано, что предельное влагонасыщение газа сепарации парами конденсационной воды может достигать 15.2-15.7 г/м3. Растворенная в пластовом газе вода смещает фазовое равновесие газ - жидкие углеводороды и повышает давление начала конденсации в пределах 5 %.

4. Получены новые экспериментальные данные по фазовым равновесиям сложных газоконденсатных и газонефтяных систем. Проведены исследования конденсатоизвлечения на месторождениях со сложным составом пластовой смеси. Выявлено, что превалирующим фактором, изменяющим кон-денсатоотдачу на режиме истощения, является содержание и плотность С5+в. Установлено, что в зависимости от содержания С^5+в и плотности конечный коэффициент конденсатоотдачи может изменяться для АГКМ от 0.63 до 0.72, для КНГКМ от 0.28 до 0.48.

298

5. Детально изучена динамика истощения пластовой системы АГКМ от начального пластового давления 61.2 МПа до 0.1013 МПа. Определены пластовые потери и рассчитано конденсатоизвлечение на различных этапах снижения пластового давления в процессе разработки. Установлено, что при давлении забрасывания равном 30 МПа извлечение С5+в, растворенных в газе различной плотности, на АГКМ может достигнуть 46-48 %.

6. Для обоснования эффективности применения газов различного состава для сайклинг-процесса исследована динамика выпадения жидкой фазы из газоконденсатных смесей при изменении содержания кислых компонентов и количества конденсата в смеси. Установлено, что после ретроградного испарения потери С5+в для газоконденсатных смесей с конденсатосодержанием о до 250 г/м будут большими в случае использования для сайклинг- процесса газов с высоким содержанием кислых компонентов. При увеличении кондено сатосодержания в смеси более 250 г/м применение газов, содержащих кислые компоненты, может значительно увеличить выход жидких углеводородов из пласта. Следовательно, для сайклинг-процесса на АГКМ возможно применение газа сепарации, содержащего 25-28 % мол. сероводорода. Для повышения конденсатоотдачи на КНГКМ рекомендуется закачка газа сепарации или углекислого газа.

299

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Работа посвящена обобщению экспериментальных исследований фазовых превращений нефтегазоконденсатных систем сложного состава в различных термобарических условиях.

Показано, что при значительном количестве разработанных аналитических методов расчета парожидкостного равновесия, расчетные фазовые диаграммы не всегда адекватно отражали поведение нефтегазоконденсатных систем, наблюдаемое при разработке и эксплуатации глубокопогруженных газоконденсатных и газонефтяных месторождений.

В этом контексте последние работы ведущих российских термодинамиков позволили существенно повысить точность расчетов фазовых характеристик и плотности углеводородных газожидкостных систем. Разработка новых уравнений состояния и методик расчетов проводилась на базе данных, полученных экспериментальным путем. Следовательно, экспериментальное изучение особенностей фазового поведения, сверхсжимаемости различных углеводородных систем в широком интервале изменения давлений и температур и построение реальных фазовых диаграмм остается важнейшим направлением термодинамики, имеет теоретическую и практическую ценность. Особую значимость, в связи с введением в разработку глубокозалегающих месторождений со сложными пластовыми системами, приобретает изучение фазовых превращений сложных газожидкостных систем, содержащих в своем составе сероводород и углекислый газ.

Освоенные автором установки фазовых равновесий " Мя^га-РУТ", "АСФ- РУТ" являются наиболее совершенными из применяемых в Российской Федерации и СНГ. Данные высокоточные лабораторные комплексы позволяют проводить исследования модельных и реальных нефтегазоконденсатных систем, в том числе с высоким содержанием (до 50%) сероводорода и углекислого газа в широком интервале давлений и температур.

300

В процессе освоения лабораторных комплексов усовершенствованы методики проведения контактной и дифференциальной конденсации, отработан порядок построения фазовых диаграмм. Разработан способ составления рекомбинированных пластовых систем, позволяющий получать нефтега-зоконденсатные системы заданного состава. Изучение динамики выпадения и растворения жидкой ретроградной углеводородной фазы позволило оптимизировать время исследований различных газожидкостных систем. Разработаны устройство и методика для исследования пластовых потерь конденсата, дающие возможность оценки физико-химических свойств газовой и жидкой фазы на каждом интервале изменения давления.

Автором разработаны экспериментальная установка и методика для изучения важнейшего термодинамического параметра газов и газожидкостных систем- коэффициента сверхсжимаемости. Впервые в РФ и СНГ экспериментально исследована сверхсжимаемость газов, содержащих до 50 % и более сероводорода и углекислого газа. Показано влияние растворенной жидкой углеводородной фазы на сверхсжимаемость газоконденсатных смесей при различных температурах и давлениях. Следует отметить, что экспериментально этот вопрос ранее не решался. Получены графики для определения коэффициентов сверхсжимаемости газов сепарации и пластовых газоконденсатных смесей АГКМ и КНГКМ в широком интервале давлений и температур.

Исследованы фазовые превращения модельных и реальных нефтегазо-конденсатных систем при давлениях от 0.1013 до 120 МПа и температурах от 253 до 473 К, данный термобарический диапазон определен техническими возможностями современных установок фазовых равновесий.

Следовательно, при проведении исследований в полном объеме реализованы давления и температуры, которыми характеризуются геологические и технологические процессы при разработке и эксплуатации месторождений природных газов.

301

Детально изучены фазовые превращения газожидкостных систем метановый газ+индивидуальные УВ (С5, С7, С9), фракции конденсатов; реальные конденсаты и нефти. Результаты проведенных экспериментов и обобщения результатов других исследователей позволили диссертанту ввести понятие реальная фазовая диаграмма.

Установлено, что реальные фазовые диаграммы углеводородных систем, а также систем, содержащих неуглеводородные компоненты, в зависимости от содержания жидкой фазы С5+в, реализуются в трех характерных областях:

1. Газожидкостная (газоконденсатная) область фазовой диаграммы: система при высоких давлениях находится в однофазном газообразном состоянии, при снижении давления наступает ретроградная конденсация и система переходит в двухфазное состояние.

2. Полная фазовая диаграмма, включающая в себя газоконденсатную, критическую и жидкостную области.

3. Жидкостная область фазовой диаграммы, в этой области система при высоких давлениях находится в однофазном жидкостном состоянии и при снижении давления переходит в двухфазное газожидкостное состояние.

Выявлены основные закономерности фазовых превращений газожидкостных систем в термобарическом поле (0.1013-120 МПа; 253-473 К):

- в газоконденсатной части фазовой диаграммы увеличение содержания жидкой углеводородной фазы от 50 г/м3 до 300-400 г/м3 приводит к увеличению давления начала конденсации, при дальнейшем увеличении содержания С5+в давление начала конденсации падает. Диссертантом сделана попытка объяснения данного феномена немонотонного изменения давления начала конденсации по мере увеличения конденсатосодержания с позиций кинетической теории;

302

- в критическое состояние углеводородные системы переходят при содержании С5+В равном 1000 -1200 г/м3 (системы, содержащие значительное количество сероводорода- 650-700 г/м3);

- переход системы в жидкостное состояние, в зависимости от состава газовой фазы, наступает при содержании С5+В от 1300 до 1700 г/м3. В жидкостной области диаграммы переход из жидкостного в двухфазное газожидкостное состояние, после снижения давления ниже давления насыщения, в большинстве случаев проходит скачкообразно, при этом в камере РУТ фиксируется газожидкостная смесь в примерном соотношении 60 % жидкой фазы и 40 % газовой фазы.

При увеличении плотности растворенной жидкой углеводородной фазы С5+в возрастает давление начала конденсации и изменяется форма фазовых диаграмм.

Расширена информация по растворяющей способности гомологов метана, подтверждено, что гомологи, особенно пропан и бутан, снижают давление начала конденсации газожидкостных метановых систем. Разработаны алгоритм и аналитические выражения для составления фазовых диаграмм углеводородных газожидкостных систем с учетом влияния гомологов метана.

Изучено влияние неуглеводородных компонентов (сероводород и углекислый газ) на конфигурацию фазовых диаграмм и основные характеристики фазового поведения - давление начала конденсации, давление максимальной конденсации и количество выпавшей жидкой фазы при давлении максимальной конденсации.

Установлено, что:

- углекислый газ снижает давление начала конденсации, существенно не меняя формы фазовых диаграмм углеводородных систем;

- сероводород значительно снижает давление начала конденсации, особенно в области низких температур, кардинально меняя форму фазовых

303 диаграмм.

Показано, что суммарное влияние сероводорода и углекислого газа на фазовые превращения (давления начала конденсации) значительно отличается от фактического (совместного). Следовательно, существующие мнения, основанные на результатах аналитических исследований о независимости влияния неуглеводородных компонентов на величину давления начала конденсации и возможность их суммирования, по мнению диссертанта, не адекватны действительности. Степень различия суммарного и фактического влияния зависит от содержания С5+в в системе, температуры и состава газовой фазы.

Детально исследовано поведение нефтегазоконденсатных систем в за-критической, околокритической и критической областях. Составлен банк экспериментальных фазовых диаграмм газожидкостных систем с различным содержанием метана, углекислого газа, сероводорода и жидкой углеводородной фазы. Определены критические параметры исследованных газожидкостных систем.

Сопоставление экспериментально и аналитически определенных критических параметров показало, что в определенных интервалах давлений и температур наиболее точным является графоаналитический метод Г.С.Степановой. Следует отметить, что разработанное А.И.Брусиловским обобщенное уравнение состояния и модификации способов расчетов позволяют повысить точность моделирования углеводородных систем в критических областях. В целом, при изучении сложных газожидкостных систем рекомендуется использовать экспериментально определенные критические параметры.

Выявлено новое состояние газожидкостных систем с высоким содержанием высококипящих углеводородов в закритических областях, характеризующееся наличием в камере РУТ одновременно систем в газообразном и жидком состоянии с плавным переходом из первой во вторую. При этом гра

304 ницы раздела пластовая нефть - пластовый газ отсутствуют, и наблюдается явно выраженная дифференциация по газосодержанию, плотности растворенной жидкости и других ее физико-химических свойств по разрезу камеры фазовых равновесий.

Оценены палеотектонические, геохимические и термодинамические условия формирования и разработаны геофизикохимические модели АГКМ и КНГКМ, позволяющие проводить прогнозы состава, свойств и возможного фазового состояния ГТГЖС в процессе формирования, миграции и аккумуляции УВ.

Показана особенность геологического строения, изучены термобарические и газодинамические характеристики продуктивных пластов АГКМ, характеризующиеся аномально высокими пластовыми давлениями и повышенными температурами.

Выявлено существенное изменение концентрации основных компонентов пластовой смеси по площади АГКМ и по глубине на КНГКМ.

Впервые построены фазовые диаграммы и установлены особенности фазовых превращений ПГЖС, которые могут наблюдаться в процессе разработки АГКМ. В процессе исследований детально изучено влияние сероводорода, углекислого газа и физико-химических свойств и количества растворенной жидкой фазы на фазовые превращения пластовых смесей АГКМ. Установлено, что зависимость давления начала конденсации от суммарного содержания сероводорода и углекислого газа имеет нелинейный характер. Показано, что влияние количества растворенной жидкой фазы С5+в для пластовых систем АГКМ имеет немонотонный вид, характерный для всех исследованных автором газожидкостных углеводородных систем. При увеличении плотности, молекулярной массы растворенной жидкой фазы давление начала конденсации возрастает. Разработан графоаналитический метод для определения давления начала конденсации пластовых систем АГКМ.

305

Уточнены существующие представления о фазовом состоянии пластового флюида КНГКМ. Так, ближе к кровле, на глубинах 3800 - 4000 м недонасыщение пластовой смеси наибольшее и достигает 12-13 МПа. С увеличением глубины, пластовых давлений и возрастанием потенциального содержания, плотности и молекулярной массы С5+в рост Рнк происходит быстрее, чем пластовое давление, поэтому недонасыщенность системы с глубиной уменьшается, на глубинах 4800-5000 м система практически становится насыщенной. Пластовая смесь при увеличении содержания С5+в в смеси Л до 1200 г/м газа сепарации и выше находится на глубинах, примерно 50005050 м, где пластовой флюид ведет себя как нефтегазовая система.

Исследована динамика неравновесных процессов (конденсация - растворение), происходящих в пластовых газожидкостных системах на различных этапах снижения давления и с различной плотностью растворенных жидких углеводородов. Полученные результаты позволяют судить о возможности снижения давлений на забое скважин ниже давления начала конденсации на 1-3 МПа при фильтрации в пласте смеси с растворенной жидкой фазой малой и средней плотности, без существенного влияния на конденса-тоизвлечение и продуктивность скважин.

Процесс растворения жидкой фазы повышенной плотности свидетельствует о том, что для полного растворения выпавшей жидкой фазы требуется существенно большее время, чем десять суток. Это необходимо учитывать при разработке методов повышения конденсато- и нефтеотдачи с помощью закачки газов различного состава.

Впервые проведена экспериментальная оценка влияния влагонасы-щенности на фазовые характеристики пластового газа АГКМ. Показано, что предельное влагонасыщение газа сепарации парами конденсационной воды может достигать 15.2-15.7 г/м3. Растворенная в пластовом газе вода смещает фазовое равновесие газ-жидкие углеводороды и повышает давление начала конденсации в пределах 5 %.

306

Проведены исследования конденсатоизвлечения на месторождениях со сложным составом пластовой смеси. Выявлено, что превалирующим фактором, изменяющим конденсатоотдачу на режиме истощения, является содержание и плотность С5+В. Установлено, что, в зависимости от содержания С5+в и плотности, конечный коэффициент конденсатоотдачи может изменяться для АГКМ от 0.63 до 0.72, для КНГКМ от 0.28 до 0.48.

Детально изучена динамика истощения пластовой системы АГКМ от начального пластового давления 61.2 МПа до 0.1013 МПа. Определены пластовые потери и рассчитано конденсатоизвлечение на различных этапах снижения пластового давления в процессе разработки. Установлено, что на АГКМ при давлении забрасывания равном 30 МПа извлечение растворенных в газе С5+в, различной плотности, может достигнуть 46-48 %.

Для обоснования эффективности применения газов различного состава для сайклинг-процесса исследована динамика ретроградной конденсации жидкой фазы из газоконденсатных смесей при изменении содержания неуглеводородных компонентов (Н28 и С02) и количества жидкой углеводородной фазы.

Установлено, что для газоконденсатных смесей с конденсатосодержа-нием более 250 г/м3 применение газов с высоким содержанием кислых компонентов может значительно увеличить извлечение жидких углеводородов из пласта, особенно на начальной стадии разработки.

Следовательно, для проведения сайклинг-процесса на АГКМ возможно применение газа сепарации, содержащего 25-28 % мол. сероводорода. Для повышения конденсатоотдачи на КНГКМ рекомендуется закачка газа сепарации или углекислого газа.

Результаты проведенных исследований существенно расширили возможности комплексного экспериментального и аналитического направления решения задач фазовых превращений.

307

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Лапшин, Владимир Ильич, Москва

1. Анисимов JI.А. Геохимия сероводорода и формирование залежей высокосернистых газов. М.: Недра, 1976. - 160 с.

2. Анисимов J1.A., Потапов А.Г. Геология, разведка и разработка залежей сернистых газов. М.: Недра, 1983. -197с.

3. Асланов Ш.С., Петрушевский Е.И., Хыдыркулиев Б. Экспериментальное исследование дифференциальной конденсации газоконденсатной системы при наличии и отсутствии пористой среды // Изв. ВУЗов. Сер. Нефть и газ. -1974.-№ 10.- с.108-112.

4. Расчет показателей разработки газоконденсатного месторождения на ЭВМ / Балыбердина И.Т., Гуревич Г.Р.// Тр. МИНХ и ГП.- М.Недра. -1978. -№121.-с.48-59.

5. Баталин О.Ю., Брусиловский А.И., Вафина Н.Г. и др. Прогнозирование состава пластовой смеси и давления по глубине залегания залежи //Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. 1984. - №10. - с.9-11.

6. Баталин О.Ю., Брусиловский А.И., Захаров М.Ю. Фазовые равновесия в системах природных углеводородов. М.: Недра, 1992.- 224 с.

7. Баталин О.Ю., Критская C.J1. Опыт изучения термодинамических свойств многокомпонентных смесей // Обз. инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром. 1987. -№12.-50с.

8. Баталин О.Ю., Критская C.JI., Вафина Н.Г. Фазовое равновесие многокомпонентных смесей в гравитационном поле // Тр. МИНХ им. Губкина. -1985. №.192.-с.96-101.

9. Басниев К.С. Разработка месторождений природных газов, содержащих неуглеводородные компоненты. М.: Недра, 1986. -183 с.

10. Ю.Былинкин Г.П. Моделирование генезиса Карачаганакского месторождения //Геология нефти и газа. 1990. - № 8. - с. 10-13.

11. Былинкин Г.П., Урусов A.B., Матросова В.Н., Дюсенгалиев К.К. Оценка фазового состояния пластовой смеси в зоне ГНК Карачаганакского месторождения // Геология нефти и газа.-1990. №5. - с.24-26.

12. Былинкин Г.П., Тимофеев Г.И., Кулинич М.П. Термодинамическое состояние пластовой смеси Карачаганакского месторождения // Геология нефти и газа. -1989. № 8. - с.44-48.

13. Бродский А.Я., Миталев И.А. Глубинное строение Астраханского свода // Нефтегазовая геология и геофизика. 1980. - № 7.- с. 16-20.

14. Бродский А.Я., Миталев И.А. Новые данные о геологическом строении Калмыцко Астраханского Прикаспия // Нефтегазовая геология и геофизика. -1984. - № 1. - с.6-8.

15. Брусиловский А.И.Методы расчета дифференциальной конденсации многокомпонентных систем // Тр.МИНХиГП им.Губкина. 1985. - вып.192. -с.67-77.

16. Брусиловский А.И. Многокомпонентная фильтрация газоконденсат-ных систем в глубокопогруженных залежах // Геология нефти и газа.-1997.- № 7.- с.31-38.

17. Брусиловский А.И., Гуревич Г.Р. Расчет двух трехфазного равновесия многокомпонентных систем с применением уравнений состояния // Изв.ВУЗов Сер. Нефть и газ.-1983.- № 5. с.51-55.

18. Брусиловский А.И., Гуревич Г.Р. Исследование уравнений состояния природных газов // Тр. МИНХиГП им.Губкина. -1984.- №174. с.49-55.

19. Брусиловский А.И., Гуревич Г.Р. Расчет парожидкостного равновесия пластовых смесей месторождений природных газов по уравнению состояния // Газовая промышленность. -1982. № 9. - с.47-49.

20. Брусиловский А.И., Гуревич Г.Р. Коэффициенты парного взаимодействия для уравнения состояния Пенга-Робинсона // Изв.ВУЗов. Сер. Нефть и газ. 1982 .-№ 1.- с.53-56.

21. Брусиловский А.И., Назаров A.B., Петров Г.В., Федотова В.А. Свойства природных углеводородных систем в околокритическом состоянии // Обз.инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром. - 1998.- 56 с.

22. Бузинов С.Н., Николаев В.А., Тер-Саркисов P.M. О влиянии пористой среды на фазовые переходы газоконденсатных смесей // Нефтепромысловое дело.-1974.-№ 1.-C.12-15.

23. Бретшнайдер С. Свойства газов и жидкостей. М.: Химия, 1966.535с.

24. Великовский A.C., Козловцева З.И., Юшкин В.В. Влияние пористой среды на потери конденсата в пласте // Газовая промышленность. -1971. № 2. - с.5-8.

25. Великовский A.C., Саввина Я.Д. Прогнозирование нефтяной оторочки в газоконденсатном пласте по составу пластового газа // Газовая промышленность. -1965. № 9. - с. 1-6.

26. Великовский A.C., Саввина Я.Д. Закономерности в составе конденсатов // Тр.ВНИИГаза. М.: Гостоптехиздат. - 1962. - № 17/25. - с.270 - 278.

27. Великовский A.C., Саввина Я.Д. Изучение газоконденсатных месторождений // Тр.ВНИИГаза. М.: Гостоптехиздат. - 1962. - № 17/25. - с.277-279.

28. Воронин Н.И. Геологические условия поисков залежей нефти и газа в юго-западной части Прикаспийской впадины / В кн. Геологическое обоснование поисков скоплений нефти и газа в Прикаспийском нефтегазоносном районе. Саратов, НВ НИИГГ. - 1983. - с.33-34.

29. Воронин Н.И., Бенько Е.И., Лактюшина В.Ф., Анисимов Л.А. Гидрогеологические особенности карбонатного резервуара Астраханского газоконденсатного месторождения // Геология нефти и газа. -1982. № 7. -с.48-60.

30. Воронин Н.И., Федоров Д.Л. Геология и нефтегазоносность юго-западной части Прикаспийской синеклизы. Саратов, НВ НИИГГ, 1976.- 191 с.

31. Габриэлянц Г.А., Камалов С.М., Марченко О.Н., и др. Девонское направление поисково-разведочных работ на нефть и газ на севере Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа. -1990. № 1. - с.2-8.

32. Газоконденсатные системы и методы их изучения // Тр. Укр.НИГРИ. -М.: Недра. 1984. - вып.ХХХП. - 152 с.

33. Геология и геохимия природных горючих газов: Справочник / Ермаков В.И., Зорькин Л.М., Скоробогатов В.А., Старосельский В.И.; Под ред. Высоцкого И.В. -М.: Недра, 1990.-315 с.

34. Геохимические особенности нефтегазоносности Прикаспийской впадины // Труды ВНИИГНИ. М.: Недра. - 1985. - вып.251. - 265 с.

35. Гербер М.И., Двали М.Ф. Природные сжатые газы, как вероятный фактор миграции нефти из материнских пород. Л.: Гостоптехиздат, 1961. -83с.

36. Гиматудинов Ш.К, Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1981. - 311 с.

37. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. М.: Недра, 1986. - 607 с.

38. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995. - 552 с.

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

40. Гриценко А.И., Дзюбенко А.И. Газоконденсатная характеристика месторождений Днепровско Донецкой впадины // Обзор ВНИИЭгазпром. - М. -1980.-№9.-36 с.

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

42. Гуревич Г.Р. Вычисление критического давления и критической температуры многокомпонентных углеводородных смесей // Изв. ВУЗов. Сер. Нефть и газ. 1984. - № 7. - с.58-62.

43. Гуревич Г.Р. Математические основы построения модели пластовой смеси газоконденсатных месторождений // Тр.МИНХиГП им.И.М.Губкина.-1985.-№192.-с.62-67.

44. Гуревич Г.Р. Аналитические методы определения коэффициента сжимаемости газоконденсатных смесей // Изв. ВУЗов. Сер. Нефть и газ. 1977. -№2. - с.69-72.

45. Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. Метод расчета дифференциальной конденсации пластовых углеводородных смесей // Газовая промышленность. -1979. №1. - с.46-48.

46. Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. Расчет парожидкостного равновесия пластовых смесей месторождений природных газов по уравнению состояния // Газовая промышленность. 1983. - № 3. - с.48-50.

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

48. Гуревич Г.Р., Карлинский Е.Д. Сепарация природного газа на газо-конденсатных месторождениях. М.: Недра, 1982.- 197 с.

49. Гуревич Г.Р., Критская C.JL Оценка конденсатоотдачи пласта // Обз. инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром. - 1980. - №8. - 41 с.

50. Гуревич Г.Р., Критская C.JI. Оценка коэффициента извлечения конденсата при разработке газоконденсатных месторождений на истощение //Геология нефти и газа. 1979. - № 5. - с.50-55.

51. Гуревич Г.Р., Лапшин В.И., Брусиловский А.И., Желтов А.П. Коэффициенты сжимаемости природных газов с высоким содержанием сероводорода и двуокиси углеводорода // Изв. ВУЗов. Сер. Нефть и газ. 1989. - № 7. -с.61-64.

52. Гуревич Г.Р., Леонтьев И.А., Брусиловский А.И. Оценка компонен-тоотдачи месторождений со сложным составом газа // Газовая промышленность. 1979. - № 4. - с.34-36.

53. Гуревич Г.Р., Леонтьев И.А., Непомнящий Л.Я. Влияние неуглеводородных компонентов на величину давления начала конденсации // Газовая промышленность. № 9. - 1982. - с.23-24.

54. Гуревич Г.Р., Соколов В.А. Разработка газоконденсатных месторождений с применением сайклинг-процесса // Обз. инф. Сер. Газовое дело. -М.: ВНИИОЭНГ. 1970. - 144 с.

55. Гуревич Г.Р., Соколов В.А., Шмыгля П.Т. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления. М.: Недра, 1976. -184 с.

56. Гуревич Г.Р., Ширковский А.И. Аналитические методы исследования парожидкостного состояния природных углеводородных газов // Обз. инф. Сер. Добыча. М.:ВНИИОЭНГ. - 1975. - 135 с.

57. Гуревич Г.Р., Ширковский А.И. Методы исследования фазового поведения природных углеводородных смесей / В кн.: Разработка нефтяных и газовых месторождений. Том 10. Итоги науки и техники. М.: ВИНИТИ АН СССР, 1978. - с.5-62.

58. Дзюбенко А.И., Иванишин В.А. Газоконденсатные залежи средней части Днепровско Донецкой впадины // Газовая промышленность. - 1972. -№7. - с.1-5.

59. Дзюбенко А.И., Юшкин В.В. Моделирование фазового равновесия пластовых углеводородных систем критического состояния // Эксп. инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром. - 1980. - №9. - с.7-14.

60. Динков В.А., Галиуллин З.Т., Подкопаев А.П. Расчет коэффициентов сжимаемости углеводородных газов и смесей: Справочное пособие. М.: Недра, 1984.- 118 с.

61. Дурмишьян А.Г. Газоконденсатные месторождения. М.: Недра, 1979.-334 с.

62. Желтов Ю.В., Латонов В.В. Оценка влияния пористой среды на давление начала конденсации // Газовое дело. 1971. - № 2. - с.4-7.

63. Желтов Ю.В., Мартос В.Н., Мирзаджанзаде А.Х. и др. Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений. -М.:Недра, 1979. 254 с.

64. Жузе Т.П. Роль сжатых газов как растворителей. М.: Недра, 1981.165 с.

65. Жузе Т.П. Миграция углеводородов в осадочных породах. М.: Недра, 1988. - 188 с.

66. Жузе Т.П. Сжатые газы как растворители. М.: Наука, 1974.- 196 с.

67. Зайцев И.Ю., Желтовский В.И., Гриценко И.А. и др. Экспериментальное моделирование углеводородных систем с высоким содержанием сероводорода // Газовая промышленность. 1983. - №9.- с36-37.

68. Закс С.Л. Повышение нефтеотдачи пласта нагнетанием газов. М.: Гостоптехиздат,1963. - 191 с.

69. Зингер A.C., Грушевой В.В., Воронин Н.И., Катаева Л.А. Гидрогеологические условия подсолевых отложений Астраханского свода // Геология нефти и газа. 1979. - №5. - с.31-36.

70. Зорькин JIM., Старобинец И.С., Стадник Е.В. Геохимия природных газов нефтегазоносных бассейнов. М.: Недра, 1984.- 248 с.

71. Зотов Г.А., Степанов Н.Г., Соколов В.А. Комбинированные режимы разработки ГКМ // Газовая промышленность. 1984. - №3. - с.30-51.

72. Инструкция по исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Под ред. Г.А.Зотова, З.С.Алиева, М.: Недра, 1980.- 301 с.

73. Инструкция по исследованию газоконденсатных залежей с целью определения балансовых и извлекаемых запасов конденсата и др. компонентов газа /А. С. Великовский, Я.Д.Саввина, О.Ф.Худяков и др. М.: Недра, 1973.- 87 с.

74. Исследование природных газоконденсатных систем: Методическое руководство / Долгушин Н.В., Корчажин Ю.М., Сагитова Д.З. М.:ВНИИгаз, 1994.-257 с.

75. Катц Д.Л., Корнелл Д., Кобаяши Р. и др. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. М.: Недра, 1965. - 676 с.

76. Кирюхин Л.Г., Капустин И.Н., Иванов Г.Н. и др. Глубинное строение и нефтегазоносность Астраханского свода // Бюллетень МОИТ. Отделение геологии. 1983. - т.58, вып.5. - с.16-30.

77. Козлов Н.Ф. Термодинамическая характеристика флюидальных систем глубокозалегающих месторождений // Газовая промышленность. 1998.-№3.- с.31-34.

78. Кононов Ю.С. и др. Геология и нефтегазоносность Карачаганакского месторождения. Саратов.: Издательство Саратовского университета, 1988.172 с.

79. Кормишин А.К., Макаров С.С. Выбор метода расчета коэффициентасжимаемости для Карачаганакского газоконденсатного месторождения //Сб. науч. тр. Опытно-промышленная эксплуатация Астраханского и Карачаганакского месторождений. М.: Недра. - 1989. - с.65-67.

80. Коротаев Ю.П. Избранные труды. М.: Недра, 1996,- 605 с.

81. Коротаев Ю.П., Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. и др. Исследование фазового поведения пластовой смеси Астраханского месторождения // Газовая промышленность. 1979. - № 10. - с.31-33.

82. Коротаев Ю.П., Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. и др. Термодинамическое состояние пластовых смесей месторождений нефти и газа // Геология нефти и газа. 1985. - № 2. - с.1-3.

83. Коротаев Ю.П., Закиров С.Н., Брусиловский А.И. и др. Математическое моделирование фазовых превращений // Газовая промышленность. -1979. № 7. - с.36-38.

84. Коротаев Ю.П., Иванова М.М., Басниев К.С. и др. Фазовое состояние пластовой смеси в залежи подсолевых карбонатных отложений Астраханского месторождения // Нефтяное хозяйство. -1983. №2. - с.36-38.

85. Коротаев Ю.П., Лапшин В.И., Гуревич Г.Р. и др. Экспериментальные исследования влияния состава газоконденсатных смесей на их фазовое состояние //Геология нефти и газа. 1992. - № 10. - с.30-31.

86. Коротаев Ю.П. Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. М.: Недра, 1984.- 487 с.

87. Корчажкин Ю.М., Куликова Н.Г. Определение потенциального содержания конденсата в пластовом газе по результатам исследования скважин //Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -1977.- № 9. с.16-19.

88. Крайние Ю.И., Малицкий Е.А., Лебедько П.Г., Жвода М.С. Об экспериментальном определении коэффициента сжимаемости газоконденсатных систем // Нефтяная и газовая промышленность. 1980. - №1. - с.30-32.

89. Кронквист Ч. Оценка и разработка пластов с летучей нефтью // Нефть, газ и нефтехимия. 1979. - № 4. - с.21-32.

90. Кушниров В.В. Ретроградные газожидкостные системы в недрах.

91. Лапшин В.И., Воронин Н.И., Лактюшина В.Ф. Особенности состояния системы залежь контурные воды для Астраханского месторождения // Геология нефти и газа. - 1989. - № 12. - с.26-28.

92. Лапшин В.И., Воронин Н.И., Лактюшина В.Ф., Сердюков В.В. Особенности распределения газоконденсатных характеристик в пределах Астраханского месторождения // Геология нефти и газа. -1987. -№11.- с.60-62.

93. Лапшин В.И., Гуревич Г.Р. Экспериментальные исследования фазового состояния УВ Карачаганакского месторождения // Геология нефти и газа.- 1990. -№2. -с.30-32.

94. Лапшин В.И., Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. и др. Астраханское месторождение: исследование фазового состояния пластовых смесей // Газовая промышленность. -1987. №10. - с.46-48.

95. Лапшин В.И., Елфимов В.В., Алексеева И.В. и др. Моделирование процессов истощения продуктивной залежи АГКМ // Тр. АстраханьНИПИгаз. -1999.-вып. 1.- с.91-94.

96. Лапшин В.И., Елфимов В.В., Масленников А.И. и др. Особенности газодинамических исследований скважин АГКМ на стационарных режимах фильтрации //Тр. АстраханьНИПИгаз. 1999.- вып.1. - с.97-102.

97. Лапшин В.И., Елфимов В.В., Масленников А.И. и др. Оценка газотермодинамических параметров пластового газа АГКМ // Тр. АстраханьНИПИгаз.- 1999. вып.1. - с.85-87.

98. Лапшин В.И., Желтов А.П., .Гуревич Г.Р. Методика и результаты исследования коэффициентов сверхсжимаемости природных газов с высоким содержанием сероводорода.и углекислого газа // Геология нефти и газа. 1989.- № 7. с.38-40.

99. Лапшин В.И., Ильин А.Ф., Елфимов В.В., Масленников А.И. и др. Экспериментальные и аналитические исследования влагосодержания пластового газа АГКМ и его влияния на фазовые характеристики // Тр. Астрахань-НИПИгаз. 1999.-вып. 1.-С.78-82.

100. Лапшин В.И., Ильин А.Ф., Елфимов В.В., Масленников А.И. Кон-денсатоотдача АГКМ исследования и расчеты // Тр. АстраханьНИПИгаз. -1999. - вып. 1. -с.59-61.

101. Лапшин В.И., Круглов Ю.Ю., Желтов А.П. Экспериментальные исследования фазового состояния пластовой смеси Астраханского газоконден-сатного месторождения //Геология нефти и газа. -1987. № 2.-С.41-43.

102. Лапшин В.И., Саушин А.З., Ильин А.Ф., Серебряков О.И. Геохимические и термодинамические аспекты прогнозов нефтегазоносности глубокоза-легающих палеозойских отложений Прикаспийской впадины //Тр. Астрахань-НИПИгаз. 1999. - вып.1. - с.14-28.

103. Лапшин В.И., Шугаев А.П., Елфимов В.В. и др. Особенности определения пластовых давлений в процессе разработки АГКМ // Тр. Астрахань-НИПИгаз. 1999. - вып.1. - с.94-97.

104. Леонтьев И.А., Непомнящий Л.Я. Влияние различных, компонентов на давление начала конденсации пластовых смесей / В кн. Теория и практика разработки газовых и газоконденсатных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. М., 1987.- с. 109-113.

105. Леонтьев И.А., Юшкин В.В., Зайцев И.Ю. и др. Фазовое состояние пластового флюида Астраханского месторождения / В кн. Разработка месторождений природного газа, приуроченных к карбонатным коллекторам большой мощности. М., 1984. - с. 39-44.

106. Леонтьев И.А., Юшкин В.В., Островская Т.Д. и др. Фазовое состояние пластового флюида Карачаганакского месторождения // Газовая промышленность. 1988. - № 4. - с. 24-25.

107. Леонтьев И.А., Юшкин В. В., Островская Т.Д., Кирюшкин В.И. О фазовом состоянии пластового флюида Карачаганакского месторождения // Газовая промышленность. -1989. № 7. - с. 36-38.

108. Мамед-заде A.M., Раджбейли Н.М. О влиянии вещественного состава пористой среды на давление насыщении газожидкостной системы //Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1970. - №10. - с.37-38.

109. Маргулов Р.Д., Вяхирев Р.И., Леонтьев И.А., Гриценко. А.И. Разработка месторождений со сложным составом газа. М.: Недра, 1988.-264 с.

110. Мартос В.Н., Лапшин В.И., Былинкин Г.П., Кувандыков Н.М. Особенности фазового состояния пластовых газоконденсатных систем с повышенным содержанием высококипящих УВ // Геология нефти и газа.-1990. № 10. - с.27-28.

111. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. -Гостоптехиздат, 1953. 606 с.

112. Мирзаджанзаде А.Х.и др. Технология добычи природных газов. -М.: Недра, 1987.-414 с.

113. Мирзаджанзаде А.Х., Гриценко А.И. Руководство по применению методов математической статистики при термодинамических исследованиях нефтегазоконденсатных систем. М.: Недра,1980.- 230 с.

114. Мирзаджанзаде А.Х., Дурмишьян А.Г., Ковалев А.Г. и др. Разработка газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1967.- 356 с.

115. Мирзаджанзаде А.Х., Коротаев Ю.П., Степанова Г.С. и др. Методическое руководство по применению статистических методов исследования фазовых превращений газоконденсатных систем. М.: Министерство газовой промышленности, 1973. - 123 с.

116. Мирзаджанзаде А.Х., Нурмамедова З.А., Разамат М.С. и др. Влия321

117. Влияние сорбционных процессов на величину запасов газа // Геология нефти и газа. 1974. - № 2. - с.16-21.

118. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. М.: Недра, 1977. - 232 с.

119. Мискевич В.Е. Влияние пористой среды на фазовые превращения газоконденсатных систем // Проблемы нефти и газа Тюмени. 1980. - вып.47. -с.47-51.

120. Михайлов И.М. Строение нефтяной залежи Тенгиз по данным Геофлюидодинамики // Геология нефти и газа. -1990. №2. - с.4-8.

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

122. Намиот А.Ю., Губкина Г.Ф. Растворимость в воде сероводорода, входящего в состав природного газа // Газовая промышленность.-1988. -№1. -с.54-55.

123. Непомнящий Л.Я. Разбивка группы С5+ на фракции при использовании уравнения состояния для расчета фазового поведения пластовых смесей /В кн. Вопросы проектирования и эксплуатации месторождений со сложным составом газа. М., 1983. - с. 40-43.

124. Непомняший Л.Я., Брусиловский А.И. Расчет критической точки пластовых смесей по уравнению состояния // Сб. науч. тр. «Опытно-промышленная эксплуатация Астраханского и Карачаганакского месторождений». М.,1989. - с.68-76.

125. Непомняюий Л.Я., Леонтьев И.А. Уточнение алгоритма расчета парожидкостного равновесия по уравнению состояния Пенга-Робинсона / В кн. Вопросы проектирования и эксплуатации месторождений со сложным составом газа.-М., 1983. с.40-43.

126. Особенности фазовых превращений пластовых углеводородных систем в околокритической зоне / Островская Т.Д., Гриценко А.И., Желтовский322

127. В.И., Борисова Т.А. // Тр. ВНИИГаз. -1992. с.28-37.

128. Островская Т.Д. Прогноз содержания и состава конденсата, коэффициента конденсатоотдачи для залежей на севере Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1979. - №2. - с.33-37.

129. Островская Т. Д., Гриценко И.А. Исследования газоконденсатных смесей, содержащих N2, H2S, С02 // Газовая промышленность. 1983. - № 8. -с.31-32.

130. Островская Т.Д., Гриценко А.И., Желтовский В.И. Фазовое состояние-зеркало типа залежи // Газовая промышленность. -1984. №2. - с.23-24.

131. Островская Т.Д., Гриценко А.И., Желтовский В.И. Метод внесения поправок по влиянию углекислого газа на фазовые превращения пластовых систем //Газовая промышленность.- 1988.- №1.- с.44-45.

132. Островская Т.Д., Юшкин В.В. Закономерности основных физико-химических свойств конденсата с его составом // Реф. сб. ВНИИЭгазпром. М. - 1978 .-вып.8.-с.38-41.

133. Островская Т,Д., Юшкин В.В. Прогноз содержания конденсата в газоконденсатных залежах // Геология нефти и газа. 1979. - №4. - с.18-21.

134. Оркин К.Г., Кучинский П.К. Физика нефтяного пласта. М.: Гостоп-техиздат, 1955. - 295 с.

135. Петрушевский Е.И., Разамат М.С. О влиянии неравновесности на процесс выделения конденсата из газа // Изв. ВУЗов. Сер. Нефть и газ. 1963.-№11.- с. 61-66.

136. Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте. М.: Гостоптехиздат, 1961.570 с.

137. Перепеличенко В.Ф. Анализ эксплуатации первоочередных скважин Карачаганакского месторождения // Газовая промышленность. 1986. - №5. -с.26-28.

138. Перепеличенко В.Ф. Компонентоотдача нефтегазоконденсных залежей. М.: Недра, 1990.- 272 с.

139. Перепеличенко В.Ф. Проблемы разработки Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения // Обз. инф. Сер. Информационное обеспечение общесоюзных научно-технических программ.- М.:ВНИИгазпром.1987. -№.6. 35с.

140. Перепеличенко В.Ф., Еремеева C.B., Ильин А.Ф. Сырье Астраханского ГКК // Газовая промышленность.- 1986. №12. - с.30-31.

141. Перепеличенко B.JL, Павлючко А.Л., Гуревич Г.Л., Брусиловский А.И. Особенности фазового состояния пластовой смеси Карачаганакского ГКМ // Газовая промышленность. 1985. - № 9. - с.27-29.

142. Политыкина М.А., Кац В.Е. Особенности геологического строения Карачаганакского месторождения в связи с проектированием разработки // Экс. инф. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. -М. : ВНИИгазпром. 1984. - №9.-с.

143. Пешкин М.А, Тер-Саркисов P.M., Славская М.Ю. Роль сорбцион-ных процессов в разработке газовых месторождений // Газовая промышленность. 1979. - №9. - с.32-34.

144. Результаты разработки и опробования прямых геохимических методов поисков месторождений нефти и газа // ВНИИЯГГ.- М. 1971.-вып.10. - 195 с.

145. Рид Р., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. М-Л.: Химия, 1982. - 592 с.

146. Саввина Я.Д. Влияние давления и температуры на растворимость углеводородов, образующих конденсат // Тр.ВНИИГаза. М.: Гостоптехиз-дат. - 1962. -вып. 17/25. - с.209-214.

147. Саввина Я.Д., Великовский А. С. Равновесие жидкость пар в бинарных системах метана с углеводородами различных групп // Физическая химия. - 1966. - т.ЗО, вып.7. - с.1596-1605.

148. Самарин A.A., Степанова Г.С. Фазовые равновесия бинарных смесей пропана с различными углеводородами // Переработка газа и газового конденсата. М.:ВНИИЭгазпром. - 1969. -№ 6.- с.12-16.

149. Серебряков О.И. Режим разработки АГКМ // Газовая промышленность. -1997. № 11.-с.30-31.

150. Семенович В.В. Некоторые проблемы нефтегазоносности Прикас-пия /В сб. Геологические основы создания Прикаспийского нефтегазодобывающего комплекса. -М.: Наука, 1990.- с.134-142.

151. Соколов В.А. Геохимия природных газов. М.: Недра, 1971.- 336с.

152. Старосельский В.И. Этан, пропан, бутан, в природных газах нефтеносных бассейнов. -М.: Недра, 1990.- 186 с.

153. Справочник по геологии нефти и газа / Под ред. H.A. Еременко. -М., Недра. 1984.-480с.

154. Степанова Г.С. Метод определения критической температуры и критического давления многокомпонентных углеводородных смесей. М.: ВНИИГАЗ. - 1962.- вып. 17/25.- с.215-231.

155. Степанова Г.С. Метод определения давления схождения констант равновесия многокомпонентных смесей // Тр. Азерб.научн.-исслед.ин-т по добыче нефти. -Баку.:Азерниир. 1967. - вып.16. - с.119-131.

156. Степанова Г.С. Влияние различных факторов на коэффициент извлечения конденсата из пласта при закачке газа // Нефтяное хозяйство. -1972. № 7. - с.30-33.

157. Степанова Г.С. Особенности фазовых переходов в глубокозале-гающих нефтегазоконденсатных месторождениях // Газовая промышленность. 1987. - №2. - с.

158. Степанова Г.С. Фазовые превращения в месторождениях нефти и газа.-М.: Недра, 1983.-c.181.

159. Степанова Г.С., Бурмистров А.Г. Определение констант фазового равновесия азота в многокомпонентных смесях с углеводородами // Реф.сб. Переработка газа и газового конденсата. М.:ВНИИЭгазпром. - 1976. - №6.-с.13-18.

160. Степанова Г.С., Васильева М.И. Константы фазового равновесия высококипящих углеводородов от н.ундекана до н.гексадекана // Реф.сб. Переработка газа и газового конденсата. М.:ВНИИЭгазпромю - 1972. - №2. -с.6-10.325с.6-10.

161. Степанова Г.С., Васильева М.И., Литоградова P.M. Фазовые равновесия смесей метана с н.гептаном // Реф.сб. Переработка газа и газового конденсата.- М.: ВНИИЭгазпром. 1970. - №8. - с.7-12.

162. Степанова Г.С., Выборнов Н.М., Выборнова Я.И. Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1969. - с.

163. Степанова Г.С., Зайцев И.Ю., Бурмистров А.Г. Разработка серово-дородосодержащих месторождений углеводородов. М.: Недра, 1986. -168 с.

164. Степанова Г.С., Качалов О.Б., Критская С.Л. Методы определения фазовых переходов пластовых смесей // Газовая промышленность. 1975.-№10.- с.30-33.

165. Степанова Г.С., Критская С.Л. Прогнозное определение коэффициентов извлечения конденсата из пласта // Газовая промышленность. -1978.- №3.- с.61-62.

166. Стрижов И.Н. Методы разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений . М.: ВНИИОЭНГ, 1968. - 68с.

167. Тер-Саркисов P.M. Повышение углеводородной отдачи пласта нефтегазоносных месторождений. -М.: Недра, 1995. 167 с.

168. Тер-Саркисов P.M., Гриценко А.И., Шандрыгин А.Н. Разработка газоконденсатных месторождений с воздействием на пласт. М.: Недра, 1996.- 239 с.

169. Тер-Саркисов P.M., Николаев В.А. Сорбционные процессы и разработка газоконденсатной залежи // Обз. инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ВНИИЭгазпром. -1984.-№1.-40 с.

170. Тер-Саркисов P.M., Подюк В.Г., Николаев В.А. Научные основы повышения эффективности разработки газоконденсатных месторождений. -М.: Недра, 1998.-334 с.

171. Требин Ф.А., Задора Г.И. Экспериментальное изучение влияния пористой среды на фазовые превращения газоконденсатных систем // Изв. ВУЗов. Сер. Нефть и газ. 1968. - №8. - с.37-41.

172. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефтяные месторождения Советского Союза. М.: Недра, 1980. - с.

173. Физико-химическая характеристика и индивидуальный углеводородный состав нефтей и конденсатов Советского Союза. / под ред. Максимова С.П., Ильинской В.В. М.: Недра, 1989.- 295 с.

174. Хазнаферов А.И. Исследование пластовых нефтей. М.: Недра, 1987.- 116 с.

175. Черных В.А., Купин Г.С. Особенности влияния эффективных напряжений на проницаемость плотных карбонатных коллекторов / В сб: Вопросы проектирования и эксплуатации месторождений со сложным составом газов. М.: ВНИИгаз, 1983. - с. 108-110.

176. Шахназаров М.Х. Теория и практика эксплуатации конденсатных месторождений. Баку.: Азнефтеиздат. - 1944. - 91с.

177. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Учебник для ВУЗов.-2-e изд. М.: Недра, 1987.309 с.

178. Эпштейн Г.З. Методы определения критических параметров природных углеводородных смесей // Науч.-тематич. сб. / Уфимский нефтяной институт. 1975. - вып.24. -с. 122-127.

179. Энштейн Г.З., Александрова К.С. Уравнение математической статистики для предсказания критической точки природных углеводородных смесей //Науч.-тематич. сб. /Уфимский нефтяной институт. 1975. - вып.24. -с.128-131.

180. Эфрос Д.А. О влиянии отклонений от термодинамического рав327новесия на среднепластовые характеристики при режиме растворенного газа // Тр.ВНИИМ. М.:Гостопиздат. - 1960. - вып.28 . - с.160-175.

181. Юшкин В.В., Островская Т.Д. Фазовое поведение пластовых смесей глубокозалегающих месторождений / В кн. Теория и практика разработки газоконденсатных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. -М., 1987.- с.114-117.

182. Al-Sahhaf Т., Kidnay А.Т., Sloan E.D. Liquid-vapor equilibria in the N2+CO2+CH4 system // Industrial and Engineering Chemistry. Fundamentals.-1983.- № 4.- p.372-380.

183. Anderko A. Equatlon-of-state methods for the modelling of phase equilibria. Fluid Phase Equilibria. - 1990. - v.61. - N 1-2. - p. 145-225.

184. Amicr E.H., Johnson W.B., Dodge B.F. P-V-T-X relationships for the system: methane isopentane // Chem. Eng. Progr. Symp. Ser.- 1952.- v. 48.- N 3.- p. 65-72.

185. Beadorn. J.M. Kohn J. P, Multiphase and volumetric equilibria of the methane n- decane binary system at temperatures between - 36°C and 150°C // J. Chem. Eng.Data.-1967.-v. 12.-N 21.- p.189.

186. Caats K.H., Smart G.T. Application of a regressionbased E.J.S. PVTthprogramme to Laboratory data-SPE paper 11197 presented at 51- Annual Fall Technical Conference and Exhibition.- New Orleans, Sept. 26-29, 1982.- p.l 1.

187. Cavett R.H. Physical data for distillation calculation vapor liquidthequilibria. Proceedind of the 27- Mid yearmeeting. American Petroleum Institute.- 1962.- v.52.-p.351-366.

188. Chu T.-C., Chen R.J.J., Chappelear P. S., Kobayashi R. Vapour-liquid equilibrium of methane pentane system at low temperatures and high pressures // J. Chem. Eng. Data.- 1976.-Y. 21.-N l.-p. 41-44.

189. Clark A.Q., Stead, K. Vapour + liquid phase equilibria of binary, ternary and quaternary mixtures of CH4. C2H6, C3H8, C4Hi0 and C02 // J. Chem. Thermodynamics.- 1988.- v. 20.- N 4.- p. 413-428.

190. Cooper H.W., Golfrank J.C. "Hydrocarbon Processing". 1967. - №2. -p. 111-144.

191. Danesh A., Henderson G.D., Peden J.M. Experimental investigation of critical condensate saturation and its dependence on interstitual water saturation in water-wet rocks // SPE Reservoir Engineering. August 1991. - p. 336-342.

192. Danesh A., Krinis D., Henderson G.D., Peden J.M. Visual Investigation of retrograde phenomena and gas condensate flow in porous media // Revue de l'lnstitut francais du petrole.-1990.- vol. 45.- N 1.- p. 79-87.

193. Davis P.C., Bertuzzi A.F., Core T.L., Kurata F. // Petroleum Trans. AJME. 1954.- vol.201. - p.245.

194. Emanuel A.S. Acorresponding states correlation for calculating gas -condensate phase equilibria // Society of Petroleum Engineers Journal. 1968. -№3.-p.281-293.

195. Givens J.W. A method of predicting revaposition of retrograde condensate by dry-gas injection // Society of Petroleum Engineers Journal. 1969.-March.- p.21-27.

196. Grives R.B., Todos G. // Am.Jnst.Chem.Eng. Journal.-1963.- vol.6, №4. p.33, I960.- vol.8.- №4.- p.550, 1962, vol.9, №1, p.25.

197. Gunn R.D., Mcketta J. J., Ata N. Measurement and prediction of high -pressure phase equilibria with a dilute component in the gas phase: the methane n - hexane system // AlChE Journal 1974.- v. 20.- N 2.- p. 347-352.

198. Geo T.-M., Du L.-G., Pedersen K.S., Fredenslund A. Application of the Du-Guo and SRK equations of state to predict the phase behavior of Chinese reservoir fluids // SPE Reservoir Engineering -1991.- N 3 (August) p. 379-388.

199. Hankinson R.W., Thoman L.K., Phillips K.A., "Hydrocarbon Proctssing'. 1969. - №4. - p. 106-108.329

200. Hong K.C. Lumpeoc component characterization of crude oils for compositional simulation // SPE/DOE Enhanced oil recovery symposium, USA, 47 April, 1982.

201. Huygens R.J.M., Hagoort J. Interfacial Tension of Nitrogen/Volatile Oil Systems // SPE 26643. Proceedings of the 68 Annual Technical Conference and Exhibition of the SPE. Houston. Texas.3-6 October 1993. p. 385-394.

202. Jhavery B.S., Youngren G.K. Three- parameter modification of the Peng-Robinson equation of state to improve volumetric predictions // SPE Reservoir Engineering.-1988. -V.3.-N 3 (August), p. 1033-1040.

203. Katz D.L., Firoozabadi A. Predicting phase behavior of condensate./ crude-oil systems using methane integration coefficients // Journal of Petroleum Technology. 1978. -№11.-p. 1649-1655.

204. Katz D.L., Vink D.L., David R.A. Phase diagram of a mixture of a natural gas and natural gasoline near critical conditions. Tr./AJME. - 1940.-V.136.-p.106-112.

205. Kenyon D.E., Behie G.A., Third SPE Comparative solution project: gas cycling of retrograde condensate reservoirs // Journal of Petroleum Technology. 1987, August. - p. 981-997.

206. Kohn J.P. Heterogeneous phase and volumetric behavior of the methane n-heptane system at low temperatures // AIChE J.- 1961. -V.7.-N 3.-p.514.

207. Kurata F, Katz D.L. // Trans. AJME. 1942. - vol.38. - p.995.

208. Lin Y.- N., Chen R.J., Chappealer P.S., Kobayashi R. Vapour-liquid equilibrium of methane n- hexane system at low temperature " J.Chem. Eng. Data". - 1977. - v.22. - N4. - p.402-408.

209. Moses P.L. Engineering applications of phase behavior of crude oil and condensate systems // Jpt 1986.- p.715-723.

210. Nouar A., Flock D.L., Prediction of minimum miscibility pressure of a vaporizing gas drive // SPE Reservoir Engineering. -1988. -V.3.-N 1 (February).-p.182-198.

211. Organick E.G. Chem.Eng.Progress Symp.Series. 1953. - vol.49. - №6.-p.81.

212. Oxford C.W., Huntington R.L. Vaporization of hydrocarbons from an unconsolidated sand. Tr./AJME. - 1953. - v.198. - p.318-322.

213. Pedersen K.S., Thomassen P., Fredenlund A. Thermodynamics of Petroleum Mixtures Containing Heavy Hydrocarbons r.Fleash and PVT Calcnlatons With the SRK Eduation of State. Jnd.End. Chem. Process Des. Dew. - 1984. -v.23. - №3. - p.566-573.

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

215. Peng D.X., Robinson D.B. A rigorous method for predicting the critical properties of multicomponent systems from an egnation of state. A.J.Ch.E.Journ. -1977. №2. March. - p. 137-144.

216. Peng D.Y., Robinson D.B. A new two-constants equation of state //Industrial and Engineering Chemistry. Fundamentals.- 1976.- № 1.- p.59-64.

217. Robinson D.B., Peng D.Y., Ng N.J. Capability of the Peng-Robinson programs // Hydrocarbon Processing.-1979.-N 9.- p. 269-273.

218. Robinson R.L., Chao K.C.A. A correlation of vaporization equilebrium ratios for gas processing systems // Industrial and Engineering Chemistry. Process Desing and Development.- 1971. № 2. - p.221-225.

219. Robinson D.B., Peng D.Y, Ng N.J.Capability of the Peng Robinson programs //Hydrocarbon Processing. - 1978. - № 4. - p.95-98.

220. Robinson J.N, Wichert E, Moore R.G. Charts help estimate H20 content of sour gases // The Oil & Gas Journal. 1978. - №2. - p.76-78.

221. Roof J.G. Variation of fluid properties with elevation in high-relief oil reservoirs //Journal of the Institute of Petroleum.- 1959. v.45. - №432. - p.373-379.331

222. Shipman L.M., Kohn J.P. Heterogeneous phase and volumetric equilibrium in the methane n-nonane system // Chem. Eng. Data.- 1966.- v. 11.- N 2.- p. 176-180.

223. Sigmund P.M., Draunchuk P.M., Morrow N.R. Retrograde condensation in porous media // Society of Petroleum Engineers Journal. 1973. - №2. - p.93-104.

224. Soave G. Equilibrium constants from a modified Redlich-Kwong equation of state //Chemical Engineering Science.- 1976. №6. - p. 1197-1207.

225. Spenser C.F., Danbort T.E., Danner R.P. A critical review of correlation for the critical properties of defined mixtnres. A.J.Ch.E.Jorn. 1973. - №3.

226. Stryjek R., Vera J.H. PRSV. An improved Peng-Robinson equation of state for pure components and. mixtures // Canad. J. Chem. Eng.- 1986.- v. 64.-April,- p. 334-340.

227. Valderrama J.O., Obaid-Ur- Rehman S., Cisternas L.A. Application of a new cubic equation of state to hydrogen sulfide mixtures // Chem.Eng.Sci.-1987.-v.42. N 12. - p.2935-2940.

228. Weinaug C.F., Cordell J.C. Revaporization of butane and pentane from sand. Tr./AJME. - 1949. - v.179. - p.303-312.

229. Wichert E., Aziz K. "Canad Journ. Chem. Eng." Aprill 1971. - p.267273.