Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка методики определения физико-химических свойств пластовых нефтей Татарстана на основе исследования поверхностных проб

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка методики определения физико-химических свойств пластовых нефтей Татарстана на основе исследования поверхностных проб"

004614973

УДК 622.27b.lUi

Ковалев Кирилл Андреевич

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПЛАСТОВЫХ НЕФТЕЙ ТАТАРСТАНА НА ОСНОВЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПОВЕРХНОСТНЫХ ПРОБ

Специальность 25.00.17- «Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

-2 ЛЕН 2№

Бугульма - 2010

004614973

Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть)

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Сахабутдинов Рифхат Зиннуровнч

Официальные оппоненты: доктор технических наук

Мусабиров Мунавир Хадеевнч

кандидат технических наук Лысеяков Алексей Владимирович

Ведущая организация: Альметьевский государственный

нефтяной институт (г. Альметьевск)

Защита диссертации состоится 2 декабря 2010 г. в 15 час. 30 мин. на заседании диссертационного совета Д 222.018.01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти ОАО «Татнефть» по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. Джалиля, д.32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института «ТатНИПИнефть».

Автореферат разослан: 30 октября 2010 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук о

Львова И.В.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы. В последнее время с увеличением потребности исследования пластовых проб нефти возникает проблема отбора глубинных проб. Одной из причин данной проблемы является повсеместная механизация скважин, в результате чего все чаще приходится исследовать рекомбинированные пробы нефти. При отборе на устье скважины двух отдельных (разделенных) фаз нефтегазового флюида на практике приходится сталкиваться с проблемой предварительного определения давления насыщения с целью более достоверного воссоздания пластовой нефти. Физико-химические свойства пластовых нефтей, полученных рекомбинированным способом, также имеют погрешность относительно глубинных проб пластовых нефтей.

В то же время большая часть разрабатываемых месторождений Татарстана создает дополнительные трудности в связи с неоднородностью компонентного состава нефтей различных продуктивных пластов даже в границах одного месторождения. Вследствие этого флюид имеет различные физико-химические, термодинамические и реологические свойства. Из-за фазовых превращений углеводородной смеси в системе нефтесбора, связанных с изменением давления и температуры, происходит увеличение исходных данных для технологических расчетов. На увеличение исходной информации влияет факт разнообразия имеющихся и проектируемых технологических схем разработки и обустройства месторождений.

В связи с этим важнейшее практическое и научное значение имеет совершенствование расчетных методик определения состава и физико-химических свойств нефтегазовой системы. Замена трудоемких аналитических методик изучения свойств пластовой углеводородной смеси расчетом на основе результатов анализа поверхностных проб, создание соответствующих алгоритмов и программного обеспечения позволит, во-первых, оперативно решать однотипные задачи на стадии проектирования при использовании наиболее доступной первичной информации, а во-вторых, минимизировать отбор глубинных проб.

" )

Л

/

Учитывая рост потребности в получении данных для разработки и обустройства месторождений при существующих трудностях отбора глубинных проб, проблема создания и совершенствования расчетных методик определения свойств нефтей является актуальной.

Обоснование темы и цель работы. В настоящее время существует множество расчетных методик определения состава и свойств нефтегазовой смеси, что, несомненно, является доказательством наличия потребности замены некоторых экспериментальных исследований на расчет. Однако нет комплексной универсальной методики, позволяющей произвести расчет физико-химических параметров любой смеси углеводородов. К тому же существующие методики, основанные на результатах экспериментальных исследований месторождений ранних стадий разработки, дают данные с неприемлемой погрешностью расчета.

На основе существующего многообразия возникла необходимость разработки обоснованной расчетной методики, основанной на использовании уравнений состояния различных видов. Однако следует отметить, что расчеты с применением уравнения состояния имеют большую погрешность в практическом применении в связи с трудностью определения индивидуальных свойств «тяжелой» части пластовой нефти.

Широкое применение на практике получили расчетные методики, основанные на корреляционных отношениях между свойствами углеводородных систем и позволяющие с помощью обобщения закономерностей, обнаруженных опытным методом с использованием коэффициентов корреляции, рассчитывать исходные данные для разработки и обустройства месторождений. Этой группе методик посвящена данная работа.

Целью диссертации является разработка эффективной расчетной методики, позволяющей с достаточной точностью определить компонентный состав и физико-химические свойства пластовых нефтей месторождений Татарстана на основе использования минимума доступных экспериментальных данных, полученных путем исследования поверхностных проб нефти и газа.

Решение проблемы создания расчетной методики фазового состояния и свойств пластовых нефтей включает в себя следующие основные задачи:

-исследование фазовых равновесий и свойств пластовых нефтей Татарстана различного состава в широком диапазоне температур и давлений;

-анализ известных методик расчета и их применимость к нефтям Татарстана;

-исследование свойств пластовых систем для выявления закономерностей их изменения в зависимости от термобарических условий;

-разработка расчетной методики определения фазового состояния и свойств нефтегазовых смесей месторождений Татарстана на основе обобщения основных закономерностей.

Методы решения поставленных задач. Основным методами решения поставленных задач являются лабораторные эксперименты и последующий анализ их результатов.

Для выявления закономерностей и разработки расчетной методики определения параметров пластовой нефти использованы материалы комплексного исследования продукции скважин, полученные институтом «ТатНИПИнефть» при непосредственном участии автора в ходе обоснования и подготовки исходных данных для разработки, обустройства и подсчета запасов нефтяных месторождений Татарстана. Выявленные закономерности приведены к виду, удобному для использования в практических расчетах.

Научная новизна. На основе количественного макроописания нефтей месторождений Татарстана показано, что для определения пластовых свойств достаточно их группирования на два подмножества (нефти каменноугольной и девонской систем).

На основе исследований фазового распределения компонентов нефтегазовой смеси в диапазоне рабочих давлений от 0,1 до 10,0 МПа установлено, что зависимость от давления коэффициентов уравнения Стендинга, описывающего взаимосвязь констант фазового равновесия и критических параметров компонента, наиболее удовлетворительно описывается полиномами третьей степени.

Для нефтяных месторождений Татарстана экспериментально установлены зависимости:

- давления насыщения пластовой нефти от ее компонентного состава;

- давления насыщения пластовой нефти от температуры;

- давления паров остатка Сб+ от его молекулярной массы;

- плотности газонасыщенной нефти от состава (по усовершенствованной методике Стендинга-Катца);

- плотности газонасыщенной нефти от термобарических условий;

- коэффициента сжимаемости от молекулярной массы нефтегазовой смеси;

- вязкости пластовой нефти от ее компонентного состава (по модифицированному уравнению Кендалла-Монроэ);

- вязкости пластовой нефти от термобарических условий.

Разработана методика определения физико-химических свойств

пластовых нефтей Татарстана на основе результатов исследования поверхностных проб.

Практическая ценность работы. Для природных нефтегазовых смесей месторождений Татарстана на основе экспериментальных исследований фазовых равновесий разработана методика расчета констант равновесия в диапазоне рабочих давлений от 0,1 до 10,0 МПа.

Разработаны методики расчета давления насыщения, коэффициента сжимаемости и вязкости пластовых смесей на основании закономерностей, выявленных при экспериментальном изучении пластовых нефтей Татарстана.

Получена модификация способа Стендинга-Катца для определения плотности газонасыщенной нефти, позволяющая проводить расчеты без привлечения графических зависимостей.

Разработана комплексная методика, позволяющая определить параметры пластовой нефти для задач проектирования разработки и обустройства месторождений Татарстана.

Апробация работы. Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на научно-практической

конференции, посвященной 60-летию образования ОАО «Татнефть» (г.Альметъевск, 2010 г.), на нефтегазовом форуме «Газ.Нефть.Технологии -2010» (г.Уфа, 2010 г.), на VIII Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (г.Москва, 2010 г.)

Публикации н апробация работы. Основные положения диссертационной работы отражены в 6 публикациях, в т.ч. в 4 статьях (2 статьи из списка научных журналов, рекомендованных ВАК РФ).

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, библиографического списка из 144 наименований, текст изложен на 149 страницах и 1 приложении, содержит 19 таблиц, 30 рисунков.

Автор глубоко благодарен докторам технических наук Сахабутдинову Р.З. и Иктисанову В.А., кандидату технических наук Амерханову И.И., также всем сотрудникам лаборатории исследований ресурсов и свойств нефтей и газов за неоценимую помощь в подготовке данной работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении содержится общая характеристика работы, обоснована её актуальность, сформулированы цели и задачи исследований, приведены основные результаты, научные положения и выводы, выносимые на защиту.

В первой главе приводится анализ существующих методов расчета состава и свойств углеводородных смесей.

Значительный вклад в развитие экспериментальных и расчетных методов определения свойств пластовых нефтей внесли И.М. Амерханов, Г.Р. Гуревич, И.И. Дунюшкин, В.Ф. Кондратьев, В.Н. Мамуна, А.Ю. Намиот, Г .С. Степанова, А.И. Хазнаферов, Д.М. Шейх-Али, Е.В. Бобров, В.И. Шилов, В.В. Крикунов, М.Д. Штоф, И.Т. Мищенко, P.P. Валиев, A.B. Сорокин, В.Д. Сорокин, Г.С. Певнева, А.К. Головко, JI.M. Хашпер, А.И. Желонкин, А.И. Брусиловский и др.

Хорошо известны специалистам работы зарубежных ученых, таких как: К. Бил, Дун Чен, Д. Катц, К.Коннали, И. Лиггл, М. Стендинг и др.

Сравнение данных, полученных расчетными методами, с экспериментальными данными свидетельствует о качественном и частично количественном согласии. Показательно, что для отдельных стратиграфических подразделений применение экспериментальных корреляций, выведенных непосредственно для этого подразделения, обычно приводит к лучшим результатам, чем теоретически обоснованный метод. Но для нефтегазовых систем в целом наблюдается обратная тенденция. Наблюдаемые расхождения связаны, с одной стороны, с наличием характерных особенностей состава и свойств нефтей конкретного района, с другой стороны - с определенной грубостью теоретической модели, принятой в основу расчетного метода.

При термодинамически обоснованном решении задачи применение уравнения состояния сводится к расчету критических параметров или других свойств для каждого отдельного компонента нефтегазовой смеси. Кроме всего прочего, определяется характер взаимодействия этих компонентов.

Имеется тенденция к использованию эмпирических корреляций вне тех узких диапазонов свойств, на которых они базируются. Если принять во внимание, что численные коэффициенты корреляции вычисляются из ограниченного числа экспериментальных данных, с которыми впоследствии и сравниваются расчетные значения свойства, то ясно, что при определенном количестве этих постоянных наступит практически полное совпадение расчета с экспериментом. Как правило, эмпирические корреляции являются хорошими для интерполяции и непригодными для экстраполяции.

Наиболее перспективными являются методы, в основе которых лежит в той или иной мере теоретически обоснованная модель расчета, базирующаяся на минимальном количестве стандартно определяемых достоверных данных. Также минимальным должно быть количество не имеющих теоретического смысла постоянных. Данные коэффициенты, полученные из экспериментального материала, сведут в конечном итоге расчетный метод к эмпирической корреляции.

Несмотря на всевозрастающее число исследований и общий высокий уровень развития методов расчета физических свойств углеводородных систем,

существующие методики расчетной подготовки исходных данных для проектирования и эксплуатации систем разработки и обустройства месторождений Татарстана не соответствуют требованиям к точности данных.

Во второй главе приводятся результаты систематизации экспериментальных данных по месторождениям Татарстана. Результаты обработки данных представлены в виде частотных диаграмм или гистограмм частости и представляют собой общее количественное макроописание важнейших характеристик пластовых нефтей (рис.1).

Гистограммы частости значений параметров свойств нефтей являются унимодальными. Несмотря на широкий диапазон изменений параметров, наибольшая доля всего числа рассматриваемых нефтей как каменноугольной, так и девонской системы попадает в интервал значений, составляющий 25-50 % размаха.

л 20 >-

о

е

ё10 т

0.6 2,4 4,2 6,0

Давление насыщения, МПа

36

£ 27 -| л" § 18 Й

5 9

о

о ^Дпд.

1 4 7 10

Давление насыщения, МПа

а) б)

Рис. 1. Гистограммы частости величины давления насыщения пластовых нефтей каменноугольной (а) и девонской (б) систем месторождений

Татарстана

Задача информационного обеспечения сводится к количественной и качественной оценке состояния нефтегазовой смеси на всех технологических

этапах процесса нефтедобычи - последовательно от пласта до товарных резервуаров.

Оптимальным решением задачи информационного обеспечения процессов проектирования разработки и обустройства месторождений является применение системы взаимосвязанных расчетных методик, позволяющих с достаточной точностью определить параметры нефтегазовой смеси на любом технологическом этапе, основываясь на условиях существования смеси и рациональном минимуме исходных экспериментальных данных.

Наиболее перспективной является такая методика расчета, при которой свойство данной нефтегазовой смеси ставится в зависимость от концентрации и свойств компонентов системы. Рациональный минимум исходных данных включает в себя компонентный состав, молекулярную массу смеси, а также плотность и вязкость разгазированной в стандартных условиях нефти. Это обеспечивает информационную согласованность общей системы расчетных методик, включающей расчет фазовых превращений нефтегазовой смеси и расчет свойств газовой и жидкой фаз.

В третьей главе рассматриваются методы и аппаратура, использованные при экспериментальном исследовании пластовых нефтей месторождений Татарстана.

В основу диссертационной работы положены результаты комплексного исследования пластовых нефтей 44 месторождений Татарстана, полученные в ходе обоснования исходных данных для подсчета запасов, проектирования разработки и обустройства месторождений компании «Татнефть» в период с 1996 по 2006 гг. при непосредственном участии автора.

Исследования физических свойств пластовых нефтей выполнены по принятым в отрасли стандартам и методикам с применением серийно выпускаемого оборудования и установок.

Четвертая глава посвящена совершенствованию методики расчета констант фазового равновесия компонентов нефтегазовой смеси.

В основе методики расчета констант фазового равновесия принята зависимость, предложенная Гоффманом, Крампом и Хеккотом:

ь ■

1 1

(1)

^„+273,15 г + 273,15, где - константа фазового равновесия 1-го компонента; Р - давление в системе, МПа;

/ы - нормальная температура кипения ¡-го компонента, °С; /- температура системы, °С.

Величина bi выражается через критические параметры:

/„ +273,15 /.+273,15 где Ри - критическое давление ¡-го компонента; Ра - атмосферное давление; 4,- - критическая температура ¡-го компонента, °С.

Для выяснения характера изменения величин к, от давления и температур были выполнены экспериментальные исследования нефтегазовых смесей месторождений Татарстана. Полученные значения констант фазового равновесия в зависимости от давления и температуры в системе использованы автором в построении расчетных выражений для определения величин к,, характерных для нефтей Татарстана при наиболее распространенных термодинамических условиях сбора, подготовки и транспорта продукции скважин.

Расчет констант фазового равновесия при заданных значениях давления и температуры для всех компонентов смеси выполняется по формуле:

К =-■ КГ". (3)

р

где А, В - коэффициенты, численно равные для всех компонентов смеси при заданном давлении Р;

- комплексный параметр, учитывающий критические свойства, температуру кипения ¡-го компонента и равновесную температуру смеси.

Выполнены экспериментальные исследования фазовых превращений типичных для Татарстана нефтегазовых смесей, отличающихся друг от друга составом и параметрами тяжелой части. На их основе получены выражения для расчета коэффициентов А и В в зависимости от давления Р: для нефтей каменноугольной системы:

А = -0,016-10"' Р' +0,0188-10"' Р' -0,0406■ 10"' • Р + 0,886; (4) В = 0,193-10"4 •/>' - 0,559-10"' -Р' + 0,54-10"г -Р —0,791 . (5) для нефтей девонской системы:

А = 0,0746-10"' Р' -0,233-10"' Р' -0,139-К)" -Р + 0,879; (6) В = 0,139-Ю"4 •Р' -0,469-10"' 'Р' +0,572-10"'-Р-1,012 . (7)

Рабочий диапазон расчетных выражений соответствует наиболее распространенным в практике задачам проектирования нефтепромыслового обустройства (давление от 0,1 до 10,0 МПа, температура от 0 до 50 °С).

В пятой главе на основании закономерностей, выявленных при экспериментальном изучении пластовых нефтей Татарстана, разработаны новые методики расчета давления насыщения, коэффициента сжимаемости и вязкости пластовых смесей. Получена модификация способа Стендинга-Катца для определения плотности газонасыщенной нефти, позволяющая проводить расчеты без привлечения графических зависимостей. Значения газосодержания и объемного коэффициента пластовых нефтей рекомендовано рассчитывать с помощью разработанных в диссертации приемов выбора констант фазового равновесия компонентов. Расчетные методики оценки параметров основаны на использовании известных данных о компонентном составе нефтегазовых смесей и имеют точность, сопоставимую с точностью экспериментального определения этих величин на серийно выпускаемой аппаратуре.

Разработанная в диссертации совокупность расчетных выражений позволяет определить состав и свойства нефтегазовых смесей при их движении от пласта до товарных резервуаров и обеспечивает формирование комплексов исходной информации для целей проектирования разработки и обустройства нефтяных месторождений.

Расчетная методика определения давления насыщения нефтегазовой смеси известного состава сводится к последовательному выполнению следующих операций:

-выбор величин давления паров всех компонентов при 20 °С; -расчет равновесного давления идеальной смеси того же состава при 20 °С согласно формуле:

±(Р,-'.) = Р.\ (8)

(-1

где: г, - мольная доля /-го компонента в исходной нефтегазовой смеси; Р, - давление насыщенного пара г'-го компонента, МПа; Ри - равновесное давление идеальной системы, МПа; -расчет давления насыщения смеси при 20 °С для каменноугольной системы:

РГ = 1,9585 •р;"" , (9)

для нефтей девонской системы:

Р," = 1,04304 • Р1 га" , (10)

где Р™ - фактическое (замеренное) давление насыщения нефти газом при температуре системы 20 °С, МПа;

-расчет температурной поправки, учитывающей изменение давления насыщения нефтегазовой смеси при заданной температуре:

-(>-20), (п)

где температурный коэффициент рассчитывается по формуле:

-4О!52- °2)

-0,1148 + -^—— р»

Применение расчетной методики ограничивается указанной выше областью изменения параметров состава и условий существования природных нефтегазовых смесей, использованных при выводе зависимостей.

Расчетная методика определения количества и состава нефтяного газа, выделяющегося при разгазировании пластовых нефтей, сводится к решению системы уравнений фазовых концентраций.

Разработанная разновидность алгоритма решения системы данных уравнений фазовых концентраций с фиксированными значениями констант равновесия реализована в макросах. Программа внедрена и используется в институте ТатНИПИнефть для контроля результатов, полученных опытным путем.

Удельный объем газа, выделившегося при заданных равновесных условиях (газосодержание), рассчитывается по выражению, непосредственно вытекающему из материального баланса системы: V -К-Ю'

С = --, (13)

Ь-М„

где С - удельный объем выделившегося газа, отнесенный к одной тонне разгазированной нефти и приведенный к стандартным условиям (20 °С и 0,101325 МПа), м3/т;

У0 - молярный объем газа при стандартных условиях (20 °С и 0,101325 МПа), численно равный 24,055 м3/кмоль; Мн - молярная масса находящейся в равновесии жидкой фазы (разгазированной нефти), кг/кмоль.

Расчет плотности нефтегазовой смеси выполняется в следующей последовательности.

По справочным данным выбираются значения кажущейся плотности компонентов нефтегазовых смесей в растворенном состоянии.

Рассчитывается значение кажущейся плотности смеси р"г в первом приближении по формуле:

К,

" р,

где р"г - кажущаяся плотность нефтегазовой смеси в стандартных условиях, кг/м3;

/>, - кажущаяся плотность /-го компонента в стандартных условиях, кг/м5.

Фактическая величина плотности газонасыщенной нефти при заданных значениях температуры и давления (выше давления насыщения) определяется по уравнению :

Термический и барические коэффициенты получены при интерпретации эмпирических зависимостей.

Расчет коэффициента сжимаемости жидкой фазы нефтегазовой смеси выполнен с использованием результатов экспериментальных исследований пластовых нефтей. Диапазон изменения параметров при проведении исследований:

- молекулярная масса смеси - от 150 до 290

- давление - от 5 до 20 МПа;

- температура - от 20 до 50 °С.

Графическая интерпретация результатов исследований представлена на рис. 2.

Р'„г =р;;-0,08-10-'-(20-0+0,06.10-'.(Р-0,101). (15)

ю

4

120

180

240

300

Молекулярная масса пластовой нефти

Рис. 2. Зависимость коэффициента сжимаемости от молекулярной массы нефтегазовой смеси

Расчет объемного коэффициента нефти может быть представлен в виде:

(16)

^н Рнг

где b - объемный коэффициент нефти;

VnH - объем нефтегазовой смеси при пластовых значениях температуры и давления, м3;

Ун - объем разгазированной нефти в стандартных условиях, м3; р" - плотность разгазированной нефти в стандартных условиях, кг/ м3; р(гт - плотность выделившегося газа в стандартных условиях, кг/ м3; G - удельный объем выделившегося газа, м3/т;

рЧ/г - плотность нефтегазовой смеси при пластовых значениях давления и температуры, кг/ м3.

Расчет значения объемного коэффициента сводится к подстановке в выражение (15) численных значений величин р'н{, р", G , рсгт.

Плотность разгазированной нефти в стандартных условиях является паспортной характеристикой продукции скважин и входит в комплекс исходных данных для всей системы расчетных методик. Плотность нефтегазовой смеси в пластовых условиях pfH'r, удельный объем выделившегося газа G и плотность нефтяного газа рс/ рассчитываются по описанным выше методикам.

Такая схема расчета позволяет наиболее объективно определить величину объемного коэффициента нефти как в процессе однократного (контактного) разгазирования, так и в пределах значений давления и температуры, обусловленных технологией подготовки и сепарации нефти.

Расчет вязкости нефтегазовой смеси в области выше давления насыщения выполняется в следующей последовательности.

По справочным значениям кажущейся вязкости рассчитывается условная вязкость нефтегазовой смеси в стандартных условиях:

Ш'Лг,-^, (П)

1-1

где р"г - вязкость жидкой нефтегазовой смеси в стандартном состоянии, мПа-с;

/и, - вязкость ;-го компонента смеси в стандартном состоянии, мПа-с. Эмпирические коэффициенты, определяющие степень влияния температуры и давления (термический и барический коэффициенты) получены после математической обработки совокупности точек на рис. 3 и 4.

н я

<и

^ г 1

сг и

Я ° •9* о

ь

8 С и 2

«

К

¡с о

<о

15

а

0,045

0,030

= (-0,033 + 000077 -к,)'

Коэффици1нт корреляции 019779 Уровень значимости 99,9^ %

0,015

0,000

100

150

200

250

300

Молекулярная масса нефти

♦ нефти каменноугольной системы ■ нефти девонской системы

Рис. 3. Зависимость термического коэффициента вязкости от молекулярной

массы нефти

Рассчитывается фактическая величина вязкости жидкой нефтегазовой смеси при заданных значениях давления и температуры по уравнению:

ехр [<т-(Р-0,101)]

(18)

где

ехр[г • (? - 20)] '

вязкость нефтегазовой смеси при давлении Р и температуре 1, мПа-с; г, а - эмпирические коэффициенты, определяющие степень влияния температуры и давления.

Сопоставление требований к исходной информации с точностью экспериментальных исследований и расчетных методик определения основных параметров нефти (таблица 1) показывает, что разработанные расчетные методики применимы практически на всех стадиях промышленного освоения залежей.

0,020

0,018

0,015

0,013

0,010

(Г =0,0065 Коэффициент Урпяень лня ( 0,000044 -М^ корреляции 0,9637 шсвмоажЗЙЯЩ_* * *

■■53 ♦

■ ■

100 150 200 250

Молекулярная масса нефти

♦ нефти каменноугольной системы ■ нефти девонской системы

300

Рис. 4. Зависимость барического коэффициента вязкости от молекулярной

массы нефти

Разработанная комплексная методика расчета позволяет оперативно определять физико-химические параметры нефти с скважин характеризуемых затрудненным отбором пластовых проб.

Принципиальная схема подготовки всего объема информации о физико-химических свойствах пластовой нефти представлена на рис. 5.

Взаимосвязь всех параметров жидкой и газовой фаз в технологической системе «пласт - товарные резервуары» обеспечивается единством базовой информации, включающей минимум экспериментально определяемых величин: компонентный состав и молекулярная масса пластовой нефти, плотность и вязкость разгазированной нефти. Следует учитывать, что на основе разработанной методики знание компонентных составов сепарированной нефти и выделившегося газа позволяет рассчитать состав пластовой нефти.

Таблица 1. Сопоставление относительных ошибок определения основных параметров пластовой нефти (в процентах)

Параметры нефти Допустимые По стандартным методикам По разработанной методике

Проект опытной эксплуатации Технологическая схема разработки Комплексный проект разработки

Давление насыщения 10-15 5-10 3-5 1,6 4,4

Газосодержание 10-15 10 5 1,8 3,4

Коэффициент сжимаемости 10-15 5-10 5 1,8 13,1

Объемный коэффициент 2-3 1-2 1 0,9 1,0

Вязкость 10-15(15-20) 5-10(10-15) 5(10) 12,1 12,0

Плотность 3-5 2-3 1-2 0,7 1,0

Рис. 5. Принципиальная схема системы подготовки исходных данных о составе и свойствах нефти и газа

По компонентному составу пластовой нефти рассчитываются параметры жидкости в условиях пласта, а также их изменение в процессе разработки в зависимости от давления и температуры залежи. Ограничиваясь при усреднении компонентного состава данными исследования нефтей из скважин определенного района, можно выявить распределение свойств пластового флюида по площади и объему залежи. При накоплении информации о свойствах флюида можно проследить его изменение во времени и сделать обобщающие выводы о влиянии тех или иных факторов.

Предлагаемая в диссертации расчетная схема позволяет оценить составы, свойства и относительные количества газовой и жидкой фаз при проектных и фактических условиях разгазирования.

Расчетное обоснование информации о составе и свойствах нефти и газа может проводится как на начальной стадии проектирования разработки и эксплуатации месторождений, так и после определенного периода активной нефтедобычи. В последнем случае необходимо учитывать фактически сложившиеся термодинамические условия в пласте и в системе нефтепромыслового обустройства.

Основные выводы

1. Для месторождений Татарстана, имеющих длительный период эксплуатации, разработана совокупность расчетных методик, позволяющая определить фазовое состояние и свойства нефтегазовых смесей при их движении от пласта до товарных резервуаров. Взаимосвязь всех рассчитываемых параметров обеспечивается единством базовой информации, включающей минимум экспериментально определяемых величин: компонентный состав и молекулярная масса сепарированной нефти и выделившегося газа, плотность и вязкость сепарированной нефти.

2. Впервые для нефтяных месторождений Татарстана выполнено общее количественное макроописание основных характеристик пластовой нефти. Выявлен интервал и частость распределения условий залегания и свойств нефтей, разрабатываемых и подготавливаемых к вводу в разработку залежей для

общих вероятностных оценок параметров углеводородного сырья при поиске и эксплуатации нефтяных месторождений.

3. Впервые для месторождений Татарстана произведены комплексные экспериментальные исследования фазовых равновесий природных нефтегазовых смесей, отличающихся друг от друга составом и параметрами тяжелой части, при температурах 25° и 35 °С в интервале давлений от 0,1 до 10,0 МПа. С использованием эмпирических закономерностей, выявленных при анализе результатов, усовершенствована методика расчета констант фазового равновесия компонентов нефтегазовой смеси (включая тяжелый остаток Сб+), в основе которой лежит зависимость, предложенная Гофманом для описания фазового поведения узких фракций газонефтяных смесей. С учетом требований максимального приближения расчетных и опытных значений констант равновесия рассчитаны характеристические параметры компонентов, обеспечивающие соответствие расчетной модели экспериментальным данным. Рабочий диапазон расчетных выражений соответствует наиболее распространенным задачам в практике проектирования и эксплуатации нефтепромыслового обустройства (давление от 0,1 до 10,0 МПа, температура от 0 до 50 °С). Относительная ошибка расчета констант равновесия компонентов нефтегазовых смесей в рабочем диапазоне температур и давлений не превышает 20 % (за исключением азота и углеводородов тяжелее гептана). Разработанная методика расчета констант равновесия позволяет получить большой объем информации о составе и соотношении жидкой и газовой фаз в процессе движения нефтегазовой смеси по системе нефтепромыслового обустройства.

4. Изучена температурная зависимость давления насыщения нефти газом для нефтегазовых смесей Татарстана различного состава. На основании результатов экспериментальных исследований разработана новая расчетная методика для оценки давления насыщения, позволяющая определить влияние температуры и концентрации отдельных компонентов пластовой нефти на точку перехода нефтегазовой смеси в двухфазное состояние. Предложена методика определения давления паров тяжелого остатка Сб+ в зависимости от его молекулярной массы.

5. Предложена расчетная методика определения объемно-фазовых соотношений в действующих системах нефтегазосбора с использованием фактических коэффициентов распределения компонентов. Методика опробована при промысловых обследованиях сепарационных установок на месторождениях Татарстана.

6. Усовершенствована методика Стендинга-Катца для определения плотности газонасыщенных нефтей Татарстана, позволяющая проводить расчеты без привлечения графических построений. Численные коэффициенты расчетных выражений получены в результате обработки экспериментальных данных.

7. На основе обработки результатов экспериментальных исследований предложена новая эмпирическая формула для расчета коэффициента сжимаемости пластовых нефтей при наиболее типичных для Татарстана условиях залегания.

8. Для определения величины объемного коэффициента предложено использовать форму записи материального баланса нефтегазовой смеси в состояниях до и после разгазирования. Удельный объем и плотность нефтяного газа определяются в процессе расчета фазовых превращений, а плотность газонасыщенной нефти в пластовых условиях рассчитывается с помощью разработанной модификации метода Стендинга-Катца. Такая схема расчета позволяет объективно оценить величину объемного коэффициента не только в процессе однократного разгазирования, но и при любых значениях давления и температуры, обусловленных технологией сбора, подготовки и сепарации нефти.

9. Разработана методика расчета динамической вязкости жидкой фазы нефтегазовой смеси по ее компонентному составу. В основу методики положено уравнение, формально совпадающее с уравнением Кендалла-Монроэ для бинарных соединений, но записанное относительно всех составляющих смесь компонентов. Показана возможность учета влияния концентрации летучих компонентов на величину вязкости пластовой смеси. Предложена методика

расчета эмпирических коэффициентов, определяющих степень влияния термобарических условий и учитывающих индивидуальные особенности смеси.

Разработанный комплекс взаимосвязанных расчетных методик определения свойств нефтегазовых смесей используется при подсчете запасов нефти, ресурсов нефтяного газа, при проектировании и оптимизации технологических процессов разработки и обустройства нефтяных месторождений Татарстана, а также других месторождений с аналогичными свойствами пластовых флюидов.

Основные опубликованные работы по теме диссертации:

1. Ковалев, К.А. Изменение физико-химических свойств пластовой нефти в процессе разработки Ромашкинского месторождения / К.А. Ковалев, И.И. Амерханов // Сборник докладов научно-практической конференции. -Набережные Челны: Изд-во Офис-Трейд, 2010. - С.54-57.

2. Ковалев, К.А. Определение физико-химических свойств нефтегазовых систем для нефтей Татарстана расчетными методами / К.А. Ковалев // Материалы нефтегазового форума. - Уфа.: ИПТЭР, 2010. - С.95-97.

3. Ковалев, К.А. Определение давления насыщения и газового фактора для пластовых нефтей Татарстана / К.А. Ковалев, И.И. Амерханов //Oil & Gas Journal Russia. -2010. - №3. - С. 44-43.

4. Ковалев, К.А. Определение свойств пластовых нефтей на основе расчета давления насыщения / К.А. Ковалев, Т.М. Муртазина //Oil & Gas Journal Russia. -2010. - №9. -С. 77-79.

5. Ковалев, К.А. Косвенные методы определения вязкости пластовых нефтей Татарстана / К.А. Ковалев, И.И. Амерханов //Нефтяное хозяйство. -2010. - №4. -С. 78-81.

6. Ковалев, К.А. Определение констант фазового равновесия компонентов нефтегазовых смесей Татарстана / К.А. Ковалев, Р.З. Сахабутдинов // Экспозиция Нефть Газ. -2010. -№5. -С. 29-31.

Отпечатано в ООО «БИ Компани плюс» тел.: (85594)78-779 Подписано в печать 27.10.2010г. Заказ №76 Тираж 100 экз.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Ковалев, Кирилл Андреевич

ВВЕДЕНИЕ.

1 Методы определения.фазового состояния и свойств пластовых нефтей

1.1 Экспериментальные методы исследования пластовых нефтей

1.2 Расчетные методы определения фазовых превращений пластовых нефтей.

1.3 Расчетные методы определения свойств пластовых нефтей.

Выводы к главе

2 Обоснование методологического подхода к разработке аналитических способов определения свойств нефтегазовых смесей месторождений

Татарстана.

2.1 Общая характеристика пластовых нефтей* месторождений Татарстана.

2.2 Целевые комплексы информации о свойствах нефти и* газа для проектирования и оптимизации технологических процессов.

2.3 Требования к точности исходных параметров, используемых при проектировании разработки и обустройства месторождений

2.4 Выбор и обоснование вида уравнений и определяющих исходных величин для расчета свойств нефтегазовых смесей . 52 Выводы к главе 2.

3 Методы и аппаратура, использованные при экспериментальном исследовании пластовых нефтей месторождений Татарстана.

3.1 Общий объем исследований, использованных при выводе и обосновании расчетных выражений.

3.2 Определение объемно фазовых соотношений нефтегазовых смесей.

3.3 Определение давления насыщения нефти газом.

3.4 Определение вязкости нефти.

3.5 Определение плотности нефти.

3.6 Определение коэффициента сжимаемости пластовой нефти.

3.7 Определение объемного коэффициента пластовой нефти.

3.8 Определение компонентного состава нефти и газа.

Выводы к главе 3.

4 Разработка методики расчета констант фазового равновесия компонентов нефтегазовой смеси.

4.1 Выбор рабочего диапазона и модели расчета констант фазового равновесия компонентов нефтегазовой смеси.

4.2 Результаты экспериментальных исследований фазовых равновесий нефтегазовых смесей месторождений Татарстана

4.3 Расчет констант фазового равновесия компонентов нефтегазовых смесей.

Выводы к главе 4.

5 Разработка методик расчета основных свойств нефтегазовых смесей месторождений Татарстана.

5.1 Расчет давления насыщения нефти газом.

5.2 Расчет количества и состава нефтяного газа, выделяющегося при разгазировании пластовых нефтей.

5.3 Расчет плотности нефтегазовых смесей.

5.4 Расчет коэффициента сжимаемости жидкой фазы нефтегазовой смеси.

5.5 Расчет объемного коэффициента нефти.

5.6 Расчет динамической вязкости жидкой фазы нефтегазовой смеси.

Выводы к главе 5.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методики определения физико-химических свойств пластовых нефтей Татарстана на основе исследования поверхностных проб"

Изучение пластовых нефтей и газов, занимает значительное место в комплексе исследований^ связанных с задачами подсчета запасов нефти и газа, проектирования: разработки: и обустройства 'нефтяных месторождений. й т.д. Поэтому требуется обязательное тщательное и глубокое изучение пластовых нефтей. и их изменений в зависимости от геологических условий залегания, в процессе разработки» месторождения и количественная оценка изменения параметров пластовых нефтей. От объема исследований и достоверности полученных результатов, зависит надежность прогнозирования добычи-нефти в течение всего периода разработки месторождения.

-. Процессы подготовки запасов и последующего проектирования-разработки, и обустройства месторождений требуют соответствующего информационного обеспечения, необходимость совершенствованиях которого представляется особенно важной в условиях интенсивного развития отрасли.

Для каждого месторождения проектирование его разработки и обустройства имеет свои индивидуальные особенности, но наиболее важным фактором для обоснования; технологических процессов является знание физико-химических параметров пластового флюида в зависимости от широкого диапазона температуры и давления.

Экспериментальное исследование пластового флюида связано с получением исходных данных для проектирования, и в настоящее время сводится к глубокому анализу проб пластовой нефти с применением специальной; аппаратуры высокого давления. Полученные: результаты и. их обобщение позволяют определить динамику свойств добываемой нефти в зависимости от давления и температуры, а также установить физические параметры газонефтяной смеси, её фазового превращения и составы получаемых фаз -в условиях, моделирующих промысловую систему сбора, подготовки и транспортирования продукции скважин.

Актуальность проблемы. В последнее время с увеличением потребности исследования пластовых проб нефти возникает проблема отбора глубинных проб. Одной из причин данной проблемы является повсеместная механизация скважин. Все чаще приходится исследовать рекомбинированные пробы нефти. При отборе на устье скважины двух отдельных (разделенных) фаз нефтегазового флюида на практике приходится сталкиваться с проблемой предварительного определения давления^ насыщения с целью более достоверного воссоздания пластовой нефти. Физико-химические свойства, пластовых нефтей, полученных рекомбинированным способом, также имеют погрешность относительно глубинных проб пластовых нефтей.

В то же время большая часть разрабатываемых месторождений Татарстана имеет дополнительные трудности в связи с неоднородностью компонентного состава нефтей различных продуктивных пластов даже в границах одного месторождения. Вследствие этого флюид может иметь различные физико-химические, термодинамические и реологические свойства. Из-за фазовых превращений углеводородной смеси в системе нефтесбора; связанных с изменением давления и температуры, происходит увеличение объема исходных данных для технологических расчетов. На увеличение объема исходной информации влияет факт разнообразия имеющихся и проектируемых технологических схем разработки и обустройства месторождений.

В5 связи с этим важнейшее практическое и научное значение имеет совершенствование расчетных методов определения состава и физико-химических свойств нефтегазовой системы. Замена трудоемких аналитических методов изучения свойств пластовой углеводородной смеси расчетом на основе результатов анализа поверхностных проб, создание соответствующих алгоритмов и программного обеспечения позволит, во-первых, оперативно решать однотипные задачи на стадии проектирования при использовании наиболее доступной первичной информации, а во-вторых, минимизировать отбор глубинных проб.

Учитывая рост потребности в получении данных для разработки и обустройства месторождений при существующих трудностях отбора глубинных проб, проблема создания и совершенствования расчетных методов определения свойств нефтей является актуальной. /

Обоснование темы и цель работы. В настоящее время существует множество расчетных методов определения состава и свойств нефтегазовой смеси, что, несомненно, является доказательством наличия потребности замены некоторых экспериментальных исследований на расчет. Однако нет единого универсального метода, позволяющего произвести расчет физико-химических параметров любой смеси углеводородов. К тому же существующие методы, основанные на результатах экспериментальных исследований месторождений ранних стадий разработки, дают данные с неприемлемой погрешностью расчета.

На основе существующего многообразия возникла необходимость разработки обоснованной методики, основанной на использовании* уравнений состояния различных видов. Однако следует отметить, что расчеты с применением уравнения состояния имеют большую погрешность в практическом применении в связи с трудностью определения индивидуальных свойств «тяжелой» части пластовой нефти.

Широкое применение на практике получили методики, основанные на корреляционных отношениях между свойствами углеводородных систем и позволяющие с помощью обобщения закономерностей, обнаруженных опытным методом с использованием коэффициентов корреляции, рассчитывать исходные данные для разработки и обустройства месторождений. Этой группе методик посвящена данная работа.

Основной целью диссертации является разработка эффективной методики, позволяющей с достаточной точностью определить компонентный состав и физико-химические свойства пластовых нефтей месторождений Татарстана на основе использования минимума доступных экспериментальных данных, полученных путем исследования поверхностных проб нефти и газа.

Решение проблемы создания методики оперделения фазового состояния и свойств пластовых нефтей включает в себя следующие основные задачи:

-исследование фазовых равновесий и свойств пластовых нефтей Татарстана различного состава в широком диапазоне температур и давлений;

-анализ- известных методик расчета и их применимость к нефтям Татарстана; I

-исследование свойств пластовых систем для выявления закономерностей их изменения в зависимости от термобарических условий;

-разработка методики определения' фазового состояния! и свойств-нефтегазовых смесей месторождений Татарстана на основе обобщений в отношении основных закономерностей.

Методы решения поставленных задач. Основными методами решения поставленных задач являются лабораторные эксперименты и последующий анализ их результатов.

Для выявления закономерностей* и. разработки методики определения параметров1, пластовой^ нефти использованы материалы комплексного

• > исследования продукции скважин, полученные институтом «ТатНИПИнефть» при, непосредственном участии автора в ходе обоснования и< подготовки исходных данных для разработки, обустройства и подсчета запасов нефтяных месторождений,Татарстана в период 1996-2006 гг. Выявленные закономерности приведены к виду, удобному для использования в практических расчетах.

Научная новизна. На основе количественного макроописания нефтей месторождений'Татарстана показано, что для определения пластовых свойств достаточно их группирования на два подмножества (нефти каменноугольной и девонской систем).

На основе исследований фазового распределения компонентов нефтегазовой смеси в диапазоне рабочих давлений от 0,1 до» 10,0 МПа установлено, что зависимость от давления' коэффициентов уравнения Стендинга, описывающего взаимосвязь констант фазового равновесия и критических параметров компонента, наиболее удовлетворительно описывается полиномами третьей степени.

Для нефтяных месторождений Татарстана экспериментально установлены зависимости:

- давления насыщения пластовой нефти от ее компонентного состава;

- давления насыщения пластовой нефти от температуры;

- давления паров остатка Сб+ от его молекулярной массы;

- плотности газонасыщенной нефти от состава (по усовершенствованной методике Стендинга-Катца);

- плотности газонасыщенной нефти от термобарических условий;

- коэффициента сжимаемости от молекулярной массы нефтегазовой смеси;

- вязкости пластовой нефти от ее компонентного состава (по модифицированному уравнению Кендалла-Монроэ);

- вязкости пластовой нефти от термобарических условий.

Разработана методика определения физико-химических свойств пластовых нефтей Татарстана на основе результатов исследования поверхностных проб.

Практическая ценность работы. Для природных нефтегазовых смесей' месторождений Татарстана на основе экспериментальных исследований фазовых равновесий разработана методика расчета констант равновесия в диапазоне рабочих давлений от 0,1 до 10,0 МПа.

Разработаны методики расчета давления насыщения; коэффициента сжимаемости и вязкости пластовых смесей на основании закономерностей, выявленных при экспериментальном изучении* пластовых нефтей Татарстана.

Получена модификация способа Стендинга-Катца для определения плотности газонасыщенной нефти, позволяющая проводить расчеты без привлечения графических зависимостей.

Разработана комплексная методика, позволяющая определить параметры пластовой нефти для задач проектирования разработки и обустройства месторождений Татарстана.

Публикация работ. Основные положения диссертационной работы опубликованы в журналах Oil & Gas Journal Russia (2 публикации), Экспозиция Нефть Газ (1 публикация) и «Нефтяное хозяйство» (1 публикация).

Отдельные вопросы- диссертационной работы рассматривались на научно-практической конференции, посвященной 60-летию образования ОАО

Татнефть» и на научно-практической конференции «Проблемы и методы рационального использования попутного нефтяного газа» в ИПТЭР (г.Уфа).

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, заключения, содержащего выводы и рекомендации.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Ковалев, Кирилл Андреевич

Выводы к главе 5

На основании закономерностей, выявленных при экспериментальном изучении пластовых нефтей Татарстана, разработаны новые методики расчета давления насыщения, коэффициента сжимаемости и вязкости пластовых смесей. Получена модификация способа Стендинга-Катца для определения, плотности газонасыщенной нефти, позволяющая проводить расчеты без привлечения графических зависимостей. Значения газосодержания и объемного коэффициента пластовых нефтей рекомендовано рассчитывать с помощью разработанных в диссертации приемов выбора констант фазового равновесия компонентов. Расчетные методики оценки параметров основаны на использовании известных данных о компонентном составе нефтегазовых смесей и имеют точность, сопоставимую с точностью экспериментального определения этих величин на серийно выпускаемой аппаратуре.

Разработанная в диссертации совокупность расчетных выражений позволяет определить состав и свойства нефтегазовых смесей при их движении от пласта до товарных резервуаров и обеспечивает формирование комплексов исходной информации для целей проектирования, разработки и обустройства* нефтяных месторождений.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Произведен обзор существующих расчетных методов определения свойств нефтегазовых смесей и анализ результатов расчета по отношению к пластовым нефтям Татарстана. Наиболее перспективными признаны методы, базирующиеся на данных о компонентном составе смеси и минимальном количестве стандартно определяемых параметров (плотность и вязкость разгазированной нефти). При выводе разрабатываемых в диссертации расчетных соотношений использованы результаты исследований пластовых нефтей 44 месторождений Татарстана, полученные в ходе обоснования исходных данных для 4 подсчета запасов, проектирования' разработки« и обустройства месторождений* в период с 2001 по 2006 годы при непосредственном участии автора.

2. Впервые для нефтяных месторождений Татарстана выполнено общее количественное макроописание основных характеристик пластовой нефти. Выявлен интервал и частость распределения условий залегания и свойств нефтей разрабатываемых и подготавливаемых к вводу в разработку залежей для общих вероятностных оценок параметров углеводородного сырья при поиске и эксплуатации нефтяных месторождений.

3. Впервые для месторождений Татарстана произведены экспериментальные исследования фазовых равновесий природных нефтегазовых смесей, отличающихся друг от друга составом и параметрами тяжелой части, при температурах 25 и 35 °С в интервале давлений от 0,1 до 10,0 МПа. С использованием закономерностей, выявленных при анализе результатов, разработана методика расчета констант фазового равновесия компонентов нефтегазовой смеси (включая тяжелый остаток Сб+), в основе которой лежит зависимость, предложенная Стендингом. С учетом требований максимального приближения расчетных и опытных значений констант равновесия рассчитаны характеристические параметры компонентов, обеспечивающие соответствие расчетной модели экспериментальным данным. Рабочий диапазон расчетных выражений соответствует наиболее распространенным задачам в практике проектирования, и эксплуатации? нефтепромыслового обустройства (давление от 0,1 до 10,0 МПа, температура от 0 до 100°С). Относительная, ошибка расчета констант равновесия компонентов нефтегазовых смесей в рабочем диапазоне температур и давлений не превышает 20 % (за исключением азота и углеводородов» тяжелее гептана). Разработанная методика расчета констант равновесия позволяет получить большой объем информации о составе и соотношении жидкой и газовой фаз в процессе движения«нефтегазовой смеси по системе нефтепромыслового обустройства.

4. Изучена температурная зависимость давления насыщения нефти газом для нефтегазовых смесей Татарстана различного состава. На основании результатов» экспериментальных исследований' разработана* новая* расчетная, методика^ для оценки давления насыщения, позволяющая определить влияние температуры и концентраци и ■ отдельных компонентов* пластовой нефти на точку перехода-нефтегазовой смеси в двухфазное состояние. Предложена, методика, определения давления паров тяжелого остатка Сб+ в зависимости от его молекулярной массы. Среднеквадратичная ошибка расчета давления; насыщения пластовых нефтей Татарстана составляет 5,4 %, что сопоставимо с точностью экспериментального определения этой величины на серийно выпускаемой аппаратуре.

5.Предложена методика определения объемно-фазовых соотношений в действующих системах нефтегазосбора с использованием фактических коэффициентов распределения компонентов. Методика использована при промысловых обследованиях сепарационных установок на месторождениях Татарстана.

6. Разработана модификация графо-аналитического метода Стендинга-Катца для определения плотности газонасыщенных нефтей Татарстана, позволяющая проводить расчеты без привлечения графических построений. Численные коэффициенты расчетных выражений получены в результате обработки экспериментальных данных. Плотность пластовых нефтей Татарстана рассчитывается со среднеквадратической ошибкой 1,2 %.

7.На основе обработки результатов экспериментальных исследований предложена новая эмпирическая формула для расчета коэффициента сжимаемости пластовых нефтей при наиболее типичных для Татарстана условиях залегания. Среднеквадратичная ошибка расчетного определения коэффициента сжимаемости составляет 16,3 %.

8.Для определения- величины объемного коэффициента предложено использовать форму записи материального баланса нефтегазовой смеси в состояниях до и после разгазирования. Удельный объем и плотность нефтяного газа определяются в процессе расчета фазовых превращений, а плотность газонасыщенной нефти в пластовых условиях рассчитывается с помощью разработанной модификации метода Стендинга-Катца. Такая схема расчета позволяет объективно оценить величину объемного коэффициента не только в процессе однократного разгазирования, но и при любых значениях давления и температуры, обусловленных технологией сбора, подготовки и сепарации нефти. Показано, что среднеквадратичная ошибка последовательного расчета объемного коэффициента пластовых нефтей Татарстана составляет 1,15 %.

9.Разработана методика расчета динамической вязкости жидкой фазы нефтегазовой смеси по ее компонентному составу. Показана возможность учета-влияния концентрации летучих компонентов на величину вязкости пластовой смеси. Предложена методика расчета эмпирических коэффициентов, определяющих степень влияния термобарических условий и учитывающих индивидуальные особенности смеси. Среднеквадратичная ошибка расчета вязкости пластовых нефтей Татарстана составляет 14,8 %.

10. Для месторождений Татарстана, имеющих длительный период эксплуатации, разработана совокупность расчетных методик, позволяющая определить фазовое состояние и свойства нефтегазовых смесей при их движении от пласта до товарных резервуаров. Взаимосвязь всех рассчитываемых параметров обеспечивается единством базовой информации, включающей минимум экспериментально определяемых величин: компонентный состав и молекулярная масса сепарированной нефти и выделившегося газа, плотность и вязкость сепарированной нефти.

Разработанный комплекс взаимосвязанных расчетных методик определения свойств нефтегазовых смесей используется при подсчете запасов нефти, ресурсов нефтяного газа, при проектировании и оптимизации технологических процессов разработки и обустройства нефтяных месторождений Татарстана, а также других месторождений с аналогичными свойствами пластовых флюидов.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Ковалев, Кирилл Андреевич, Бугульма

1. Амерханов, И.М. Закономерности изменения свойств пластовых жидкостей при разработке нефтяных месторождений / И.М. Амерханов // М.: ВНИИОЭГ, 1980. 49с. - (Нефтепромысловое дело).

2. Амерханов, И.М. Исследование пластовых нефтей с применением корреляционных зависимостей (на примере нефтяных месторождений Татарии): автореф. дис. . канд. техн. наук: 05.315 / И.М. Амерханов; ТатНИПИнефть. -Уфа, 1971.-13 с.

3. Амерханов, И.М. Особенности определения оптимального числа исследуемых проб нефти по залежам / И.М. Амерханов // РНТС. Нефтепромысловое дело. 1980. - №3. - С.28-29.

4. Амикс, Д. Физика нефтяного пласта« / Д. Амикс, Д. Басс, Р. Уайтинг.- М.: Гостоптехиздат, 1962.

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

6. Бобров, Е.В. Расчетные методы определения физико-химических характеристик пластовых углеводородных систем в процессе разработки месторождений: автореф. дис. . канд. физ.-мат. наук / Е.В. Бобров. 2006. - 22 с.

7. Брусиловский, А.И. Современное состояние теории и практики моделирования фазовых превращений и термодинамических свойств природных газов и нефтей / А.И. Брусиловский. — Ухта: Севернипигаз, 1996. -С.77-92.

8. Брусиловский, А.И. Термодинамические исследования фазового состояния и РУТ- свойств нефтей и природных газов глубокопогруженных залежей / А.И. Брусиловский // НТЖ. Геология, геофизика, и разработка нефтяных месторождений. 1997. - №8. - С.39-43.

9. Брусиловский- А.И. ' Фазовое состояние и- теплофизические свойства пластовых смесей: теория и вычислительный комплекс/ А.И. Брусиловский»// Газовая промышленность. 1997. - №7. - С.86-88, 95.

10. Былинкин, Г.П. Обоснование подсчетных параметров пластовых нефтяных и газоконденсатных систем' Средневолжской нефтегазоносной области / Г.П. Былинкин, И.В. Орешкин, П.А. Гушиков // Недра Поволжья и Прикаспия. -2000.-№21.-С.78-88.

11. Валиев, P.P. Экспериментальное исследование процессов разгазирования нефтегазовых систем: сб. науч. тр./ P.P. Валиев. Уфа, 2003. - С. 105-109. - (Тр./ Башнипинефть; вып.114).

12. Варгафтик, Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газа и жидкостей / Н.Б. Варгафтик. Ml, 1972. - 720 с.

13. Викторов, M.M'J Методы вычисления физико-химических величин и прикладные расчеты / М.М. Викторов. JL: Химия, 1977. - 360 с.

14. Вороновский, В.Р. Требования к точности исходных геолого-физических параметров, используемых при прогнозировании технологического процесса разработки / В.Р. Вороновский, Л.И. Лукьянова // РНТС. Нефтепромысловое дело. 1981.-№5.-С.11-13.

15. Временное методическое руководство по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений / НИПИ нефти и газа РАЕН. 2006.

16. Головко, А.К. Физико-химические свойства и углеводородный состав нефтей месторождений Фуларти и Суньюань (КНР)/ А.К. Головко, Г.С. Певнеева, Чен Дун // Химия нефти и газа. Томск: SST, 2000. - С.226-230.

17. ГОСТ 10028-81 Вискозиметры капиллярные стеклянные. Технические условия.

18. ГОСТ 33-2000. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости.

19. ГОСТ 3900-85. Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.

20. Графоаналитический способ оперативной оценки основных параметров пластовых нефтей / Ю.В. Капырин и др. // Нефтяное хозяйство. — 1998. №12. -С.22-24.

21. Гуревич, Г.Р. Вычисление констант фазового равновесия высококипящих углеводородов и фракций конденсата и. нефти / Г.Р. Гуревич ЭИ. Геология, бурение и разработка газовых месторождений. - 1976. - №10. - С.8-9.

22. Гуревич;. Г.Р. Вычисление констант фазового равновесия компонент пластовых углеводородных смесей. / Г.Р. Гуревич; МИНХиГП им. И.М. Губкина.- Mi, 1978. (Деп. в ВНИИЭгазпром, №56).

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

24. Доломатов, М.Ю. Статистическая термодинамическая модель» многокомпонентных углеводородных систем / М:Ю. .Доломатов // НИС. Нефтепереработка и нефтехимия. 2000. - №5. - С.27-30.

25. Донг, 4.JI. Углеводородный состав нефтей месторождений! Вьетнама/ Ч.'Л. Донг, Н:Ч. Нгиа, Ю.В. Савиных // Химия нефти и газа. Томск: SST, 2000: -С.135-137.

26. Дунюшкин, И.И. Алгоритмы расчета физико-химических свойств смесей пластовых и промысловых нефтей/ И.И. Дунюшкин // Науч.-технич. приложение. Нефть, газ и бизнес. 2005. - №1. - С.23-26.

27. Дунюшкин, И.И. Краткий обзор современного состояния проблемы моделирования компонентного состава пластовой нефти, как многокомпонентной смеси неопределенного состава/ И.И. Дунюшкин // Науч.-технич. приложение. Нефть, газ и бизнес. 2005. - №1. - С.2-17.

28. Дунюшкин, И.И. Расчет зависимости физических свойств пластовой нефти от давления при 20 °С / И.И. Дунюшкин, И.Т. Мищенко // Науч.-технич. приложение. Нефть, газ и бизнес. 2005. - №1. - С.27-30.

29. Дунюшкин, И.И. Расчеты фазовых соотношений при разгазировании нефти / И.И. Дунюшкин // Науч.-технич. приложение. Нефть, газ и бизнес. — 2005*. №1. -С. 18-22.

30. Дунюшкина, Е.И. Алгоритм расчета физико-химических свойств нефти в скважинах и объектах обустройства/ Е.И. Варгафтик, Н.Б. Дунюшкина // НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. — 1999. -№8-9.-С. 10-13.

31. Ермакова, А. Фазовые диаграммы сложных смесей в сверхкритических условиях/ А. Ермакова, В.И. Аникеев // Журнал физической химии. 1999. -т.73, №1. - С.140-142.

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

33. Зайдель, А.Н. Ошибка измерений физических величин / А.Н. Зайдель. Л.: Наука, 1974. - 180 с.

34. Заменков, Ю.Д. Расчет коэффициентов фазового равновесия / Ю.Д. Заменков // Изв. вузов. Нефть и газ. 1998.'- №3. - С.78-82, 126.

35. Изменение физико-химических свойств нефтей в* процессе разработки Ромашкинского месторождения. / Е.А. Тарасов и др. // Нефтяное хозяйство.1999.-№7.- С.25-27.

36. Исследование высокосмолистой тяжелой нефти Таджикской депрессии / А Оев и др. // Научно-технические проблемы дорожной отрасли стран СНГ: сборник тезисов докладов 1-й научно-практической конференции. М.: МАДИ,2000. С. 167-170.

37. Исследование местных видов нефти Таджикистана / С. Мирзоев и-др. // Научно-технические проблемы дорожной отрасли стран СНГ: сборник тезисов докладов 1-й научно-практической конференции. М.: МАДИ, 2000. - С.160-162.

38. Исследования физико-химических свойств* нефтей при дифференциальном разгазировании- и реологических характеристик нефтяных эмульсий: отчет о НИР / ТатНИПИнефть. Бугульма, 1996. - 90 с.

39. Исследования физико-химических свойств, нефтей при дифференциальном разгазировании и реологических характеристик нефтяных эмульсий: отчет о НИР / ТатНИПИнефть. Бугульма, 1997. - 86 с.

40. Исследования физико-химических свойств нефтей при дифференциальном разгазировании и реологических характеристик нефтяных эмульсий: отчет о НИР / ТатНИПИнефть. Бугульма, 1998. - 95 с.

41. Исследования физико-химических свойств нефтей при дифференциальном разгазировании и реологических характеристик нефтяных эмульсии: отчет о НИР / ТатНИПИнефть. Бугульма, 1999. - 92 с.

42. Исследования физико-химических свойств нефтей при дифференциальном разгазировании и реологических характеристик нефтяных эмульсий: отчет о НИР / ТатНИПИнефть. Бугульма, 2000. - 82 с.

43. Исследования, физико-химических свойств нефтей при дифференциальном разгазировании и реологических характеристик нефтяных эмульсий: отчет о НИР / ТатНИПИнефть. Бугульма, 2001. - 77 с.

44. Исследования физико-химических свойств нефтей при дифференциальном разгазировании и реологических характеристик нефтяных эмульсий: отчет о НИР / ТатНИПИнефть. Бугульма, 2002. - 84 с.

45. Исследования физико-химических свойств нефтей при дифференциальном разгазировании и реологических характеристик нефтяных эмульсий: отчет о НИР / ТатНИПИнефть. Бугульма, 2003. - 93 с.

46. Исследования физико-химических свойств нефтей при дифференциальном разгазировании и реологических характеристик нефтяных эмульсий: отчет о НИР / ТатНИПИнефть. Бугульма, 2004. - 76 с.

47. Исследования физико-химических свойств нефтей при дифференциальном разгазировании и реологических характеристик нефтяных эмульсий: отчет о НИР / ТатНИПИнефть. Бугульма, 2005. - 80 с.

48. Исследования физико-химических свойств нефтей при дифференциальном разгазировании и реологических характеристик нефтяных эмульсий: отчет о НИР / ТатНИПИнефть. Бугульма, 2006. - 92 с.

49. Казанков, А.Г. Некоторые физико-химичекие свойства сырой' нефти Якутского месторождения / А.Г. Казанков // Материалы юбилейной научно-технической конференции. Новосибирск: Изд-во НГАВТ, 2001. - С.23.

50. Калашников, О.В. Моделирование фазового' поведения, углеводородов: выбор уравнения» состояния/ О.В. Калашников // Экотехнол. и. ресурсосбережение. — 2003: №1. - С.22-30.

51. Ковалев, К.А. Косвенные методы определения вязкости пластовых нефтей Татарстана / К.А. Ковалев, И.И. Амерханов //Нефтяное хозяйство. -2010. №4. -С. 78-81.

52. Ковалев, К.А. Определение давления насыщения и газового фактора для пластовых нефтей Татарстана / К.А. Ковалев, И.И. Амерханов //Oil & Gas Journal Russia. -2010. №3. - С. 44-43.

53. Ковалев, К.А. Определение физико-химических свойств нефтегазовых систем для нефтей Татарстана расчетными методами / К.А. Ковалев // Материалы нефтегазового форума. Уфа.: ИПТЭР, 2010. - С.95-97.

54. Ковалев, К.А. Определение свойств пластовых нефтей на основе расчета давления насыщения / К.А. Ковалев, Т.М. Муртазина //Oil & Gas Journal Russia. -2010.-№9. -С. 77-79.

55. Компьютерные средства обработки данных по составу углеводородов на основе метода главных компонент / Т.О. Переметина и др. // Химия нефти и газа. Томск: SST, 2000. - С.389-392.

56. Коробочкина, В.Г. Особенности изменения свойств нефтей Лугенецкого месторождения / В.Г. Коробочкина, Б.А. Федоров, A.B. Брылина // Материалы симпозиума. Томск, 1997. - С.145-146.

57. Куприянов, A.B. Нефти месторождений Российской Федерации / A.B. Куприянов. Харьков: Изд-во ХГТУ, 1992. - 160 с.

58. Куршпок, Лев. Основные физико-химические особенности газов, конденсатов и нефтей Украины/ Лев Курилюк // Газ и нефть. 1997. - №11. -С.6-9.

59. Лапшин, В.И. Экспериментальное моделирование фазовых превращений нефтегазоконденсатных систем сложного состава в процессе разведки, разработки и эксплуатации глубокозалегающих месторождений/ В.И Лапшин. -Астрахань: Изд-во АГТУ, 2000. С.62-63.

60. Лелис, В.Ю. Вероятностная оценка числа и фазового типа месторождений-гигантов на арктической окраине России: реф. докл. междунар. конференции / В.Ю. Лелис, Ю.Н. Новиков. СПб., 1997. - С.82-83.

61. Лобков, A.M. Сбор и обработка нефти<и газа на промысле / A.M. Лобков. -М.: Недра, 1968. С.61-63.

62. Логинова, В.Е. Фазовое состояние пластовых углеводородных систем, на поисково-оценочном этапе / В.Е. Логинова, М.Г. Ершов, А.Б. Беспятов // Геология нефти и газа. 1998. - №7. - С.16-19.

63. Люстрицкий, В.М. Вязкость газонасыщенной нефти при различных термобарических условиях / В.М. Люстрицкий // НТЖ. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1998. - №1. - С.38-40.

64. Мамуна, В.Н. Экспериментальное исследование пластовых, нефтей/ В.Н. Мамуна, Г.Ф. Требин, В.В. Ульянинский. М.: ГОСИНТИ, 1960. - 143 с.

65. Методика исследования нефтей и газов в лабораториях и промысловых условиях./ И.М. Амерханов и др. / ТатНИПИнефть Бугульма, 1987. - С.7-30.

66. Методическое руководство по расчету фазовых равновесий в нефтегазовых системах. Разработка схем вычисления и расчетных уравнений. Уфа: БашНИПИнефть, 1983. - 52с.

67. Мищенко, И.Т. Расчет основных свойств- нефти и газа с учетом повышенного содержания метана в попутном газе./ И.Т. Мищенко, Юймин Ду // НТЖ. Нефтепромысловое дело; 1997. - №8-9. ,- СЗ-З;

68. Мищенко, И.Т. Расчет основных свойств, пластовой, нефти ¡при её частичной дегазации в пористой; среде/ И.Т. Мищенко, С.Ж. Нурумова // Нефть, газ. и бизнес. 2005. - №1. - С.73-75.

69. Моделирование фазовых равновесий и термодинамических свойств' нефтегазовых систем / А.И! Викторов и др. //Химия нефти и газа. Томск: SST, 2000. - С.37-41.

70. Нефти Калининградской;области / К.Д. Ашмян и др. // Химия нефти и газа. -Томск: SST, 2000. С. 170-172.

71. НефтиСеверо-ВосточногоКитая/А.К Головко // Нефтехимия. 2002 - т.42, №2. - С.83-91. •. /

72. Нуршаханова, J1.K. Оценка давления насыщения на основе обобщения свойств нефтей нефтяных месторождений бывшего СССР/ JI.K. Нуршаханова, И.Т. Мищенко, С.Т. Закенов // НТЖ. Нефтепромысловое дело. 2005.- №2. -С.37-39. " ^

73. О.Н. Чалая и др. // Материалы конференции. Якутск: Якут. фил. изд-ва СО РАН; 2001. - С. 165-170.

74. Оборудование для исследования пластовых нефтей «Гипровостокнефти» // НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. -1996. -№8-9. -С. 14-15.

75. Опыт компьютерного моделирования разработки нефтяных залежей «Гипровостокнефти» / B.C. Ковалев и др. М., 1996. - С.410-423.

76. ОСТ-153-39.2-048-2003 Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей/ ВНИИнефть. М., 2003.

77. Павлович, Д.В. Проектирование базы данных «Флюид» по физико-химическим характеристикам.нефти и- газа/ Д.В.,Павлович // Тезисы докладов-конференции молодых специалистов. М.: BI1ИИГЛЗ, 2001. - С. 130-132* .

78. Плавник, A.F. Моделирование физико-химических свойств углеводородных систем в пластовых условиях./ А.Г. Плавник. ЗСНИГРИ: - Тюмень, 1996. -С.80-84.

79. Радченко, В.В. Метод уточнения величины давления? насыщения флюидов околокритического; состояния / В;В. Радченко, С.С. Радченко, В.В. Чемоданов. -М.: ВНИИГАЗ, 1998. G.207-210.

80. Райхман, K.II. Установка PVT-12 для исследования объемных и фазовых соотношений газированных жидкостей/ Б.Н. Райхман, В.В. Панафидин, М.Д. Штоф// РНТС. Нефтепромысловое дело. 1982. - №11.-С.29-31.

81. РД 153-39.0-110-01 Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений/. ВНИИнефть. -М. 2001. "

82. РД 39-0147035-203-87. Методические указания по проведению авторских надзоров за реализацией проектов и технологических схем разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений: с поправ. 2006.

83. Рекомендации ЦКР Роснедра по научному сопровождению и авторскому надзору за реализацией проектных технологических решений на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений/ ЦКР Роснедра, ФГУ «Экспертнефтегаз». 2006.

84. Рид, Р.Свойства газа и жидкостей: справочное пособие / Р. Рид, Дж. Праусниц, Т. Шервуд. JL: Химия, 1982. - 592 с.

85. Рудин, М.Г. Краткий справочник нефтепереработчика / М.Г. Рудин, А.Е. Драбкин Л.: Химия, 1980. - 328 с.

86. Самедова, Ф.И. Прогноз основных показателей разработки залежи с помощью эволюционного моделирования и генетического алгоритма/ Ф.И. Самедова, Б.А. Гусейнова // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 2001. -№11. - С.17-20.

87. Сафиева, Р.З. Физикохимия нефтяных дисперсных систем: теоретические вопросы и прикладные аспекты/ Р.З. Сафиева, Р.З. Сюняев, З.И. Сюняев. Уфа: Реактив, 2000. - С.6-7.

88. Сорокин, A.B. Зависимости между основными физико-химическими свойствами флюида и плотностью дегазированной нефти / A.B. Сорокин, В.Д. Сорокин // Изв. вузов. Нефть и газ. 1999 - №1. - С.7-11, 118.

89. Сорокин, A.B. Зависимость между плотностью нефти при стандартных условиях и экспериментальным газовым фактором./ A.B. Сорокин, В.Д. Сорокин. -Тюмень, 1997. С.139-143, 210. - (Тр./ СИБНИИНП).

90. Сорокин, A.B. Зависимость плотности флюида от других характеристик нефтей месторождений Пуровского района / A.B. Сорокин, В.Д. Сорокин //

91. Основные направления НИР в* нефтяной промышленности Западной Сибири. -Тюмень, 1996. С. 84-90.

92. Сорокин, A.B. Уточнение зависимостей между отдельными физико-химическими свойствами и подсчетными параметрами нефтей/ A.B. Сорокин,

93. B.Д. Сорокин // Основные направления НИР в нефтяной промышленности Западной Сибири. Тюмень, 1996. - С.75-83.

94. Справочник сернокислотчика. М.: Химия, 1971. - 744 с.

95. Справочное пособие по вязкости органических жидкостей. М.: Химия, 1982.-86 с.

96. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки / Ш.К. Гиматудинов и др. М.: Недра, 1983. - 463с.

97. Старшов, М.И. Физико-химические свойства нефтей и природных битумов Республики Татарстан/ М.И. Старшов // Химия нефти и газа. Томск: SST, 2000. - С.96-98.

98. Столяров, Е.А. Расчет физико-химических свойств жидкостей: справочник / Е.А. Столяров, Н.Г. Орлова. JL: Химия, 1976.

99. Теплотехнические расчеты процессов транспорта и регазификации природных газов / В.А. Загорученко и др. М.: Недра, 1980.' - 320с.

100. Точность предсказания равновесия пар-жидкость для нефтей на основании моделей / Li Shao-Ping, Xu Xin-Ru, Wen Jian-Fa, Zhang Yi-An. // China Univ. Sei. and Technol. 2001. - V.27, №2. - P.202-204.

101. Физико-химические характеристики нефтей месторождений Тамсагбулаг и Дзунбаян (Монголия)/ Мурнерен Туяа М. и др. // Химия нефти и газа. Томск: SST, 2000.-С.231-235.

102. Фукс, А.Б. Состав и свойства пластовых углеводородных систем южной части Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции в зависимости от термобарических условий/ А.Б. Фукс // Геология нефти и газа. 1998. - №3.1. C.35-38.

103. Хазнаферов, А.И. Методика по отбору и исследованию глубинных проб высоковязких нефтей, в том числе при механизированном способе эксплуатации/ А.И. Хазнаферов; ВНИПИтермнефть. Краснодар, 1981. — 103 с.

104. Халиков, Г.А. Фазовые переходы первого рода в насыщенной пористой* среде / Г.А. Халиков // Нефтяная и газовая промышленность. 1996. - №7. -С.37-3 8;

105. Харитонов, М.В. Об использовании информации о газовом факторе в автоматизированных системах управления нефтедобычей / М.В. Харитонов, JI.H; Кудрявцев // Электронное приборостроение: — 1998. №7. - С.24-25.

106. Хашпер, JIM. Вязкость нефтяных дисперсных систем и электронные спектры/ JI.M. Хашпер; М.Ю. Доломатов; Ф.Г. Унгер. Уфа: Изд-во Уфим. технол. ин-та сервиса, 1998.' - С.44-45

107. Хашпер, JI.M. Можно ли определить вязкость многокомпонентных углеводородных жидкостей по электронным спектрам/ JI.M. Хашпер; М.Ю. Доломатов, Ф.Г. Унгер Уфа: Изд-во Уфим. технол. ин-та сервиса, 1999. - С.72-73.

108. Хузин, P.A. Новая компьютерная программа для анализа разработки нефтяных и нефтегазовых залежей с применением, метода^ материально-энергетического баланса / P.A. Хузин, М.А. Войтенко // Наука производству. -2002. - №4. - С.44-46.

109. Чеканцев, В.А. Закономерности изменения свойств и состава нефти Малореченского месторождения / В.А. Чеканцев, Б.А. Федоров // Тезисы докладов симпозиума. Томск, 1997. - С. 155-156.

110. Черницкий, A.B. Статистическая обработка и гистограммы распределений некоторых физических свойств нефтей / A.B. Черницкий 1996. - 20с. - (Деп. в ЦНИИТЭнефтехим, №45, MX - 81Д)

111. Шейх-Али, Д. Изменение состава и свойств пластовых нефтей и их прогнозирование в процессе разработки нефтяных месторождений / Д. Шейх-Али // Материалы семинара. Казань, 1997. - С.90.

112. Шилов, В.И. Физико-химическая характеристика пластовых флюидов Талаканского месторождения« Республики Саха (Якутия)/ В1И. Шилов, B.Bi Крикунов // Нефтяное хозяйство: 2005. - №1. - G.127-138.

113. Штукатуров, Ю.Г. Определение газовых факторов на месторождениях АПК «Башнефть» в поздней стадии эксплуатации/ Ю Г. Штукатуров,' Е.В. Лозин, Ю.Б. Леванов^// Материалы Всероссийского^межотраслевого совещания. М.: ИРЦ Газпром, 2001. - С.87-89.

114. Юсупова; Т.Н. Влияние межфазных взаимодействий на состав и свойства нефтей продуктивных пластов: автореф. дис. . док. хим. наук/ Юсупова, Т.Н.; КГТУ. Казань, 2002. - 39с.

115. Яхудина, Н.Х. Особенности1, расчетов парожидкостного равновесия недонасыщенных газоконденсатных смесей при высоких давлениях (свыше 40чМПа) /Н.Х. Яхудина // НТС. Геология . 2001. - №5. - С.73-78, 91.

116. A systematic approach to enhance the quality of PVT experimental data for gas condensate reservoir evaluation./ R.A. Almehaideb, A.S. Al-Khanbashi, T. Ashour, M.A. Ali // J. Jap. Petrol. Inst. 2003. - V.46, №3. - P.2003-2009.

117. Almehaideb, R.A. EOS tuning to model full field crude oil properties using multiple well fluid PVT analysis / R.A. Almehaideb, A.S. Al-Khanbashi, M. Abdukarim, M.A Ali // J. Petrol. Sci. and Eng. 2000. - V.26, №1-4. -P.291-300.

118. Ball, Stuart J. Phase behavior» and physical properties of petroleum reservoir fluids from acoustic measurement / Stuart J. Ball, Anthony R.H. Goodwin, J.P. Trusler // J. Petrol. Sci. and Eng. 2002. -V.34, №1-4. - P.l-11. '

119. Behbehani, H. Comparison of Kuwaiti crude oils, compositional analysis using gas chromatography techniques/ H. Behbehani, M.K. Andari, H. Behbehani, M.K. Andari //Petrol. Sci andOechnol. 1999. V.17, №1-2. -P. 115-124.

120. Boukadi, F. Establishing PVT correlations for Omani oil / F. Boukadi, S. Al-Alawi, A. Al-Bemani, S. Al-Oassabi // J. Petrol. Sci. and Technol. 1999. 1- V. 7, №5-6. - P.637-662.

121. Chew, J. F. Viscosity correlation for gas-saturated crude oils / J. F. Chew -«Trans., AJME», 1999. V.216. - P.23-25.

122. Ducks, K.J. Critical point and saturation pressure calculations for multipoint system / K.J. Ducks // Society of Petroleum Engineers. 1996. - V.2, №26. - P.20-26.

123. Engineering'Data Book: 8-th ed. Tasla, Oklachome: NGPA., 1967. - 31 Op.

124. Geana, Dan. A non-cubic hard-sphere perturbed equation of state for representing PVT and phase equilibria behavior of fluids/ Dan Geana // Proc. Rom. Acad. B. 2003. - V.5, №1-2. - P.3-10.

125. Hoffman, A.E. Equilibrium constants for a gas condensate system / A.E. Hoffinan, J.S. Crump, C.R. Hoccot. - "Trans., AJME". - 1953. - V.198.

126. Huo Kaifii Всесторонняя оценка сырой нефти, Тибетского месторождения Лунпала (КНР) / Huo Kaifii, Liao Kejian, Yan Feng et al. // J. Fushun Petrol. Inst. -2000. V.20, №4. - P. 1-6.

127. Jaubert, Jean-Noël et al. A crude oil data bank, containing more that 5000 PVT and gas injection data / Jean-Noël Jaubert, Laurent Avaulee, Jean-Francois Souvay // J. Petrol. Sci. and Eng. 2002. - V.34, №1-4. - P.65-107.

128. Shanshool, J. Viscosity-temperature correlation for crude oils/ J. Shanshool, E. Niazi // Oil &Gas J. 2004. - V.30, №4. - P. 185-187.

129. Stamataki, S. Performance of cubic eos at high pressures/ S. Stamataki, P. Tassios // J. Petrol. Sci. and Eng. 1999. - №9. - P.33-35.

130. Standing, M.B. A set of equations for computing equilibrium ratios of a Crude Oil/Natural Gas system at pressures below 1000 psia / M.B. Standing // J. of Petroleum Technol. and Eng. 1979. - №9. - P. 1193-1195.

131. Viscosity of gas-free crude oil. Viscosity of gas-saturated crude oil. Courtesy of Centrilift Inc. Tulsa, Okla: «Petroleum Engineer International», 1980. - V.52, №1.

132. Zeberg-Mikkelsen, Claus K. Viscosity prediction of hydrocarbon mixtures based on the friction theory / Claus K. Zeberg-Mikkelsen, Sergio E. Quinones-Cisneros, Erling H. Stenby // Petrol. Sci. and Technol. 2001. - V. 19, №7-8. - P.899-909.