- •1. Гранулометрический состав горных пород и методы его определения.
- •2. Седиментационный анализ механического состава горных пород.
- •3. Пористость горных пород. Коэффициент пористости.
- •4. Экстрагирование кернов. Принцип работы аппаратов Сокслета.
- •5. Определение коэффициента открытой пористости методом Преображенского.
- •26. Плотность природного газа и отдельных компонентов смеси.
- •6. Понятие насыщенности. Определение коэффициентов водо-, нефте- и газонасыщенности горных пород.
- •7. Проницаемость горных пород. Коэффициент абсолютной проницаемости.
- •8. Определение коэффициента абсолютной проницаемости по газу.
- •9 . Проницаемость горных пород. Явление проскальзывания газа.
- •8. Фазовые и относительные проницаемости горной породы.
- •9 . Графики относительных проницаемостей для системы «нефть-газ». Капиллярное число.
- •12. Движение смеси нефти, газа и воды в пористой среде.
- •13. Распределение пор по размерам. Функция Леверетта.
- •1 3. Зависимость проницаемости от пористости и размера пор.
- •14. Удельная поверхность горных пород. Связь с проницаемостью, пористостью и размером пор.
- •15. Деформационные свойства горных пород.
- •16. Деформация коллекторов при разработке нефтяных и газовых месторождений.
- •18. Поверхностное натяжение на границе раздела фаз. (17)
- •19. Смачивание и краевой угол смачивания.
- •22. Состав и классификация нефтей.
- •23. Состав и классификация природных газов.
- •24. Смеси газов. Мольная, массовая и объемная концентрации компонентов. Связь между ними.
- •25. Уравнение состояния реальных газов. Коэффициент сверхсжимаемости. (9,8)
- •38. Влагосодержание природных газов.
- •24. Закон соответственных состояний. Монограмма сверхсжимаемости.
- •26. Средняя молекулярная масса природного газа.
- •27. Парциальные давления и объём компонентов в смеси идеальных газов.
- •28. Упругость насыщенных паров.
- •29. Растворимость газов в нефти. Закон Генри.(11)
- •30. Плотность нефти. Зависимость от давления, температуры и состава.
- •34.Схема фазовых превращений бинарной смеси.
- •3 1. Вязкость нефти. Зависимость от давления, температуры и состава.
- •32. Структурно механические свойства аномальновязких нефтей.
- •33. Схема фазовых превращений индивидуальных компонентов углеводородов.(18)
- •35. Закон Рауля-Дальтона.
- •36. Особенности фазовых превращений газоконденсатных углеводородных систем.
- •36. Критическая температура и давление реальных углеводородных систем.
- •38. Уравнения фазовых концентраций и компонентов в смеси углеводородов.
35. Закон Рауля-Дальтона.
Фазовые переходы подчиняются определённым закономерностям, в основе которых лежит понятие равновесия фаз. Равновесие фаз характеризуется константой равновесия, которая зависит от температуры и давления.
Константа фазового равновесия i-го компонента характеризуется отношением мольной доли компонента в газовой фазе (уi или Nyi) к мольной доле этого компонента в жидкой фазе (хi или Nxi), находящейся в равновесном состоянии с газовой фазой:
Для определения равновесного состояния газожидкостных смесей используются законы Дальтона и Рауля.
Согласно закону Дальтона каждый компонент, входящий в газовую фазу имеет своё парциальное давление Pi, а общее давление в газовой системе равно сумме парциальных давлений:
Согласно закону Рауля, парциальное давление компонента над жидкостью (нефтью) равно давлению насыщенного пара (Рнас. пара) или упругости пара (Qi) и этого компонента, умноженному на его мольную долю в нефти: или
где Qi – упругость паров компонента;
Nxi – мольная доля компонента;
piнас. пара – давление насыщенного пара i-го компонента.
В момент равновесия парциальное давление i-го компонента в газовой фазе равно парциальному давлению компонента над жидкостью. И это описывается законом Дальтона-Рауля для равновесного состояния газовой и нефтяной фазы: ,
где Кi – константа равновесия i-го компонента при данной температуре и давлении смеси.
Оценить состав газовой (Nyi) и жидкой (Nxi) фаз можно на основе уравнения материального баланса, записанного для одного моля нефтегазовой смеси (Nzi):
где L – мольная доля жидкой фазы;
V – мольная доля паровой фазы;
Nzi – мольные доли компонентов в нефтегазовой смеси.
По условию сумма мольной доли жидкой и паровой фаз равна единице. Отсюда: V=1–L
Используя уравнения получим выражение для мольной доли компонента жидкой фазы: или и для мольной доли компонента газовой фазы: . Величины: V и L оцениваются и уточняются методом последовательных проб и приближений.
36. Особенности фазовых превращений газоконденсатных углеводородных систем.
В связи с преобладанием метана в смеси закономерности фазовых переходов для упрощения изучают на бинарных смесях. При этом многокомпонентная смесь приводится к бинарной, основным компонентом которой является метан, а вторым – остальные компоненты.
Б инарная система с молярной долей летучего компонента n0 начнет конденсироваться в точке Д. При этом в жидкой фазе молярная доля легкого компонента nож. При давлении рi содержание легкого компонента в газовой фазе будет nri, а в жидкой – nж. В точке В, соответствующей концу процесса конденсации, в последних следах газовой фазы молярная доля легкого компонента составит nгв. Относительное количество углеводородов в газовой V ижидкой L фазах при давлениир, составит:
36. Критическая температура и давление реальных углеводородных систем.
Левая точка со знаком СН4 соответствует критическим параметрам чистого метана. Каждая кривая справа оканчивается точкой с критическими параметрами второго Более тяжелого углеводорода. Между ними находятся критические точки смесей с различным содержанием метана и второго компонента.
По методу г. С. Степановой сначала определяется средняя эквивалентная молекулярная масса сложного компонента С2+:
где gi — массовые концентрации углеводородов сложного компонента.
По эквивалентной молекулярной массе наносится критическая кривая исследуемой смеси.
К ритическая температура Ткр смеси где а поправку ΔT находят по средней молекулярной массе:
и молярного содержания метана в смеси по эмпирическим графикам.