- •I Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа
- •II физико-механические и тепловые свойства горных пород
- •§ 1. Напряженное состояние пород в условиях залегания в массиве
- •§ 2. Напряженное состояние пород в районе горных выработок
- •§ 3. Деформационные и прочностные свойства горных пород
- •4. Упругие изменения свойств коллекторов в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождении
- •§ 5. Влияние давления на коллекторские свойства пород
- •§ 6. Упругие колебания в породах и их акустические свойства
- •§ 7. Тепловые свойства горных пород
- •Глава III состав и физические свойства природных газов и нефтей
- •§1. Физическое состояние нефти газа при различных условиях в залежи
- •§ 2. Состав и классификация нефтей
- •§ 3. Состав и классификация природных газов
- •§ 4. Газовые смеси Плотность газа
- •Состав газовой смеси
- •Содержание тяжелых углеводородов в газе
- •Парциальное давление и парциальный объем компонента в смеси идеальных газов
- •§5. Жидкие смеси Состав и характеристика жидкой смеси
- •Объем паров после испарения жидкости
- •§ 6. Коэффициент сверхсжимаемости природных газов
- •§ 7. Плотности природного газа, стабильного и насыщенного углеводородного конденсата
- •§ 8. Вязкость газов и углеводородных конденсатов
- •§ 9. Определение изобарной молярной теплоемкости природных газов
- •Пругость насыщенных паров
- •§ 11. Растворимость газов в нефти и в воде
- •§ 12. Давление насыщения нефти газом
- •§ 13. Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент
- •§ 14. Плотность пластовой нефти
- •§ 15. Вязкость пластовой нефти
- •§ 16. Структурно-механические свойства аномально-вязких нефтей
- •§ 17. Приборы для исследования свойств пластовых нефтей
- •Установка асм-зоом для исследования пластовых нефтей
- •§ 18. Фотоколориметрия нефти
- •Глава IV фазовые состояния углеводородных систем
- •§ 1. Схемы фазовых превращений углеводородов
- •Поведение бинарных и многокомпонентных систем в критической области
- •§ 2. Критическая температура и критическое давление многокомпонентных углеводородных смесей
- •§ 3. Влагосодержание природных газов и газоконденсатных систем, влияние воды на фазовые превращения углеводородов
- •§ 4. Фазовое состояние системы нефть-газ при различных давлениях и температурах
- •§ 5. Краткая характеристика газогидратных залежей
- •§ 6. Газоконденсатная характеристика залежи. Приборы для лабораторного изучения свойств газоконденсатных смесей
- •Методика исследования на установке уфр-2
- •Исследование проб сырого конденсата и отсепарированного газа
- •§ 7. Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •Константы фазовых равновесий
- •Уравнения фазовых концентраций
- •Определение констант фазового равновесия по давлению схождения
- •Аналитический расчет фазовых превращений газоконденсатных смесей при изменении давления и температуры
- •Глава V пластовые воды и их физические свойства
- •§ 1. Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах
- •§ 2. Методы определения количества остаточной (связанной) воды в пластах
- •§ 3. Состояние переходных зон нефть-вода, нефть-газ и вода-газ
- •§ 4. Физические свойства пластовых вод
- •§ 5. Выпадение неорганических кристаллических осадков цз попутно добываемой воды
- •Глава VI молекулярно-поверхностные свойства системы нефть—газ—вода—порода
- •§ 1. Роль поверхностных явлений при движении нефти, воды и газа в пористой среде
- •§ 2. Зависимость поверхностного натяжения пластовых жидкостей от давления и температуры
- •§ 3. Смачивание и краевой угол. Работа адгезии. Теплота смачивания
- •§ 4. Кинетический гистерезис смачивания
- •§ 5. Свойства поверхностных слоев пластовых жидкостей
- •§ 6. Измерение углов смачивания
- •Глава VII физические основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред
- •§ 1. Источники пластовой энергии. Силы, действующие в залежи
- •§ 2. Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей. Причины нарушения закона дарси
- •§ 3. Электрокинетические явления в пористых средах
- •§ 4. Дроссельный эффект при движении жидкостей и газов в пористой среде
- •§ 5. Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •§ 6. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи
- •§ 7. Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
- •§ 8. Использование теории капиллярных явлений для установления зависимости нефтеотдачи от различных факторов
- •§ 9. Зависимость нефтеотдачи от скорости вЫтеснения нефти водой
- •§ 10. Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •Глава VIII повышение нефте- и газоотдачи пластов
- •§ 2. Моющие и нефтевытесняющие свойства вод
- •§ 3. Обработка воды поверхностно-активными веществами
- •§ 4. Применение углекислого газа для увеличения нефтеотдачи пластов
- •§ 5. Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров
- •§ 6. Щелочное и термощелочное заводнение
- •§ 7. Мицеллярные растворы
- •§ 8. Термические способы увеличения нефтеотдачи
- •§ 9. Условия взаиморастворимости углеводородов оторочки с нефтью и газом
- •§ 10. Извлечение нефти газом высокого давления
- •Список литературы
§ 2. Критическая температура и критическое давление многокомпонентных углеводородных смесей
Эти параметры многокомпонентных углеводородных смесей относятся к числу основных, характеризующих их объемное и фазовое поведение. По значению критического давления и температуры углеводородной смеси можно судить о фазовом состоянии ее при различных р и t. Критические параметры широко используются при расчетах сжижения и компрессии углеводородных смесей, а также при выборе их для закачки в пласт с целью увеличения нефтеотдачи и т. д.
В предыдущих разделах (см. § 1 гл. IV) отмечалось, что критические параметры даже простейших бинарных смесей метана с более тяжелыми углеводородами в широком диапазоне изменяются в зависимости от состава. При изменении количественного соотношения компонентов, как было показано на рис. IV.2,-б, критические точки различных смесей С', С", С'" и т. д. образуют кривую, которую принято называть огибающей критических точек системы (или критической кривой). Имеется достаточно экспериментальных данных о критических параметрах лишь простых компонентов, по которым можно построить огибающие критических точек этих простых систем. Для сложных многокомпонентных смесей построение таких огибающих сильно осложняется из-за недостатка данных о значениях критических параметров чрезвычайно широкого многообразия, смесей, которые встречаются на практике. Поэтому критические параметры сложных смесей обычно определяют расчетным способом.
Г. С. Степановой, например, предложен следующий способ оценки параметров в критической точке многокомпонентных систем. Сложная углеводородная смесь условно приводится к бинарной системе, одним из компонентов которой является метан, а вторым — все остальные компоненты (С2+). Далее для определения критических параметров этой условной бинарной системы используются известные свойства истинных бинарных смесей метана с индивидуальными парафиновыми углеводородами. На рис. IV.9 и IV. 10 приведены критические кривые (геометрическое место или траектории критических точек) бинарных смесей метана с парафиновыми и другими углеводородами и азотом, а также бинарной смеси азот — этан.
Р ис. IV.9. Критические кривые бинарных смесей метана с парафиновыми углеводородами и азотом. 1 — критическая кривая смеси азот—этан
Р ис. IV. 10. Критические кривые бинарных систем. 1 — метан-этилен; 2 — метан-этан; 3 — метан-пропан; 4 — метан-изобутан; 5 — метан-н-бутан; 6 — метан-циклопентан; 7 — метан-пентан; 8 — метан-гексан; 9 — метан-циклопентан; 10 — метан-изо-гептан; 11 — метан-циклогексан; 12 — метан-бензол; 13 — метан-нонан; 14 — метан-толуол; 15 — метан-декан; 16 — метан- легкая нефть
Как следует из рис. IV.9, характер траектории критических параметров смесей метана в зависимости от содержания тяжелого компонента для различных углеводородов одинаковый. Левая точка со знаком CH4 соответствует критическим параметрам чистого метана. Каждая кривая справа оканчивается точкой, соответствующей критическим параметрам второго более тяжелого углеводорода. Между ними находятся критические точки смесей с различным содержанием метана и второго компонента. Во всех случаях критическое давление в системе вначале по мере увеличения в смеси количества более тяжелого углеводорода возрастает и, достигнув максимума, уменьшается. При этом с увеличением молекулярной массы тяжелого компонента критическое давление при одной и той же температуре также возрастает, и по существу характер кривой (или, точнее сказать, ее расположение) определяется критическими параметрами второго компонента. (Несколько иной характер имеют критические кривые ароматических углеводородов (см. рис. IV.10) — они пересекаются с другими кривыми). Это означает, что по молекулярной массе второй тяжелой части системы можно определить кривую критических точек, соответствующую данной смеси. Но следует учитывать, что изопарафиновые и нафтеновые углеводороды при одинаковой молекулярной массе с их нормальными аналогами имеют критические параметры, отличные от критического давления и температуры нормальных парафиновых углеводородов. Поэтому критические кривые изопарафинов приходится рассматривать как бы принадлежащими углеводородам нормального строения, но с другой фиктивной (или эквивалентной) молекулярной массой.. Например, из рис. IV. 10 следует, что кривая смеси метана с изобутаном (молекулярная масса 58,12) расположена на месте огибающей критических точек смеси метана с фиктивным парафиновым углеводородом, молекулярная масса которого должна бы быть равной приблизительно 48. Эта величина и принимается за эквивалентную молекулярную массу изобутана. Г. С. Степановой построены диаграммы, позволяющие быстро установить фиктивные молекулярные массы наиболее часто встречающихся в составах конденсатов изопарафиновых, парафиновых и ароматических углеводородов. Очевидно, что эквивалентная масса парафиновых углеводородов равна их действительной молекулярной массе.
Если смесь многокомпонентная, то сначала определяется средняя эквивалентная молекулярная масса сложного компонента С2+, которую можно найти по формуле Mэкв = giMэкв i (IV.1)
где gi — массовые концентрации углеводородов, входящих в состав второго компонента; Мэкв — их эквивалентные молекулярные массы.
По значениям эквивалентной молекулярной массы Мэкв на рис. IV.9 наносится критическая кривая исследуемой смеси (положение ее определяется простой интерполяцией). На этой кривой и будет лежать критическая точка углеводородной смеси. Конкретное ее положение зависит от критической температуры Ткр смеси, ТКР = ТПК + Т, (IV.2)
где Тпк — псевдокритическая температура, Тпк=NiTкр i (IV.3)
T — поправка на разность между истинной критической и псевдокритической температурами, устанавливаемая по экспериментальным данным; Ni — молярные концентрации входящих в смесь компонентов; Ткр i —критические температуры компонентов.
Н еобходимость учета поправки T возникает в связи с отклонением псевдокритической температуры углеводородов от истинной критической температуры. С увеличением молекулярной массы углеводорода, составляющего смесь с метаном, отклонение истинной критической температуры от псевдокритической возрастает. На рис. IV. 11 приведена зависимость разности между критической и псевдокритической температурами: от молярного содержания метана в смеси, построенная по данным, опубликованным в литературе об истинных значениях Ткр, различных смесей. При определении критической температуры в качестве характеристики состава второго сложного компонента следует пользоваться средней (кажущейся) молекулярной массой , которая рассчитывается по известной молярной концентрации входящих в смесь компонентов,
=N1M1+N2M2+...+NnMn=NiMi, (IV.4)
где Mi — относительные молекулярные массы соответствующих компонентов.
Рис. IV.11. Зависимость разности между истинной критической и псевдокритической температурами от мольного содержания метана в бинарных смесях его с парафиновыми углеводородами
В итоге критическая температура многокомпонентных углеводородных смесей по методике Г. С. Степановой определяется в следующей последовательности:
1) вычисляется псевдокритическая температура смеси по формуле (IV.3);
2) разделив смесь условно на два компонента (метан и С2+), рассчитывают молекулярную массу сложного компонента по формуле (IV.4), при этом азот относят к первому компоненту системы;
3) используя графики на рис. IV.11, определяют отклонение истинной критической температуры от псевдокритической Т (по молярному содержанию в смеси второго сложного компонента С2+ и его молекулярной массе )._При несовпадении значений вычисленной молекулярной массы с указанными на графиках рис. IV.11 значения Т определяются простой интерполяцией по молекулярной массе второго сложного компонента при данном его молярном содержании в смеси.
В пластовых газах часто содержится азот, и поэтому на рис. IV.9 приведены также кривые азот — метан и азот — этан. С их помощью можно построить критическую кривую для углеводородных смесей, содержащих азот. Цифры на критической кривой азот — метан соответствуют молярному содержанию азота в смеси с метаном. Как уже упоминалось, при разделении углеводородов на условную бинарную смесь азот относят к первому компоненту. Левая начальная точка такой бинарной смеси начинается на кривой азот — метан, и положение ее определяется молярным содержанием азота в первом компоненте. Далее из этой точки проводят две кривые эквидистантно двум критическим кривым бинарных смесей метана с углеводородами, молекулярные массы которых наиболее близки к средней эквивалентной молекулярной массе компонента С2+. И далее интерполяцией между построенными кривыми при данной критической температуре определяют ркр смеси по значению экв компонента С2+.
Сравнение расчетных и экспериментальных данных показало, что критические параметры по методу Г.С. Степановой определяются с удовлетворительной точностью для систем с малым содержанием тяжелых компонентов (конденсата).
По экспериментальным данным Н. А. Тривус и И. И. Чернецкого, при массовой доле в системе газа gг<0,89 расхождения расчетных и экспериментальных величин ркр и Tкр достигают значительных пределов ( , где Q — газовый фактор, — плотность газа).