- •Физика нефтяного и газового пласта
- •1. Природные коллекторы нефти и газа и их физические свойства
- •1.1. Газонефтяное месторождение
- •1.2. Виды неоднородности строения нефтяных залежей
- •1.3. Геометрические параметры горных пород-коллекторов
- •1.4. Фильтрационно-ёмкостные параметры коллекторов.
- •Параметры трещинной среды.
- •1.5. Насыщенность коллекторов
- •1.6 Проницаемость
- •1.7. Зависимость проницаемости от насыщенности коллекторов
- •1.8. Методы определения относительной проницаемости
- •2. Состав и физико-химические свойства нефти
- •2.1. Состав нефти
- •2.2. Классификация нефтей
- •2.3. Физико–химические свойства нефти
- •2.3.1. Плотность нефти
- •2.3.2. Вязкость нефти
- •2.3.3. Сжимаемость нефти
- •2.4. Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи
- •Классификация природных газов
- •3.2. Основные параметры
- •2.2.1.Газовые законы
- •3.2.2. Параметры газовых смесей
- •3.2.3. Критические и приведённые термодинамические параметры
- •3.3. Уравнения состояния
- •3.3.1. Уравнения состояния природных газов
- •3.3.2. Обобщённое уравнение состояния
- •3.4. Физико-химические и теплофизические свойства природных газов
- •3.4.1. Вязкость
- •3.4.2. Качественная зависимость вязкости газов и жидкостей от температуры.
- •3.4.3. Теплоёмкость
- •3.4.4. Дросселирование газа. Коэффициент Джоуля-Томсона
- •3.4.5. Влажность природных газов
- •4. Фазовые состояния углеводородных систем
- •4.1. Схема фазовых превращений однокомпонентных систем
- •4.2. Фазовые состояния углеводородных смесей
- •4.3. Фазовые переходы в нефти, воде и газе
- •5 Пластовые воды
- •5.1. Физическое состояние воды в горных породах
- •1) Природы воздействующих на воду сил;
- •5.2 Физические свойства пластовых вод
- •5.3 Минерализация пластовой воды
- •5.4 Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах
- •6. Поверхностно–молекулярные свойства системы пласт–вода–нефть–газ
- •6.1. Роль поверхностных явлений в фильтрации
- •6.2. Поверхностное натяжение
- •6.3. Смачивание и краевой угол
- •6.4. Работа адгезии и когезии, теплота смачивания
- •6.5. Кинетический гистерезис смачивания
- •7. Физические основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред
- •7.1. Силы, противодействующие вытеснению нефти из пласта
- •7.2. Схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •7.3. Использование теории капиллярных явлений для установления зависимости нефтеотдачи от различных факторов
- •2.3.3. Сжимаемость нефти
4.3. Фазовые переходы в нефти, воде и газе
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:
. (4.1)
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:
. (4.2)
Согласно закону Рауля, парциальное давление компонента над жидкостью (нефтью) равно давлению насыщенного пара (Рнас. пара) или упругости пара (Qi) этого компонента, умноженному на его мольную долю в нефти:
или , (4.3)
где Qi – упругость паров компонента;
Nxi – мольная доля компонента;
pi нас. 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 равновесное состояние двухфазной системы (газовой и нефтяной фаз) описывается законом Дальтона-Рауля:
; (4.4)
Уравнения (4.4), описывающее равновесное состояние двухфазной системы позволяет рассчитать состав равновесной газовой фазы для известного состава жидкой фазы и наоборот – найти равновесный состав жидкой фазы для известного состава газовой фазы и находящейся с ней в контакте.
Воспользуемся соотношением (4.4) и рассчитаем мольные доли компонентов газовой фазы:
Уравнение:
или (4.5)
называется уравнением начала однократного (контактного) испарения. Оно характеризует давление, при котором кипит смесь при данной температуре. Температура учитывается в этом уравнении в неявном виде, так как упругости паров (давление насыщенных паров) компонентов зависят от температуры.
Уравнение:
(4.6)
называется уравнением конца однократного испарения или уравнением начала однократной конденсации. Оно характеризует величину упругости паров (давления насыщенных паров) углеводородной смеси при данной температуре, при которой кипит смесь при данной температуре.
Уравнения равновесия (4.4), начала однократного испарения (4.5), начала конденсации (4.6) описывают поведение простых углеводородных смесей при низких давлениях и температурах. Для практических промысловых расчетов использовать их затруднительно, так как они не учитывают влияние давления и состава смеси на величину давления паров углеводородов, находящихся в смеси. Поэтому, для практических расчетов используют не упругости паров углеводородов (давления паров), взятые в чистом виде, а константы равновесия, характеризующие отношение:
, (4.7)
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):
, (4.8)
где L – мольная доля жидкой фазы;
V – мольная доля паровой фазы;
Nzi – мольные доли компонентов в нефтегазовой смеси.
Так как ∑ (Nzi) = 1, то сумма мольной доли жидкой фазы (L) и мольной доли паровой фазы (V) равна: V + L = 1. Отсюда следует:
V=1 – L. (4.9)
Используя уравнения (4.8) и (4.9) получим выражение для оценки мольной доли компонента жидкой фазы:
, (4.10)
или
, (4.11)
и для оценки мольной доли компонента газовой фазы:
. (4.12)
Величины: V и L оцениваются и уточняются методом последовательных проб и приближений.
Уравнение (4.8) при наличии достоверных данных о константах фазовых равновесий углеводородов при различных условиях существования смесей имеет широкое прикладное значение в практике разработки месторождений, нефтедобычи, подготовки скважинной продукции и в нефтепереработке.