
- •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
§ 7. Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
Так как экспериментальный способ изучения газоконденсатных характеристик, являющийся основным при исследовании фазовых превращений углеводородов, трудоемок и требует много времени (для этого используется сложная аппаратура высокого давления), большое внимание уделяется развитию расчетных методов оценки этих характеристик.
Вследствие большого многообразия состава газоконденсатных систем, отдельные составляющие которых кипят при широком диапазоне температур, создать аналитически строгие расчетные методы построения газоконденсатных характеристик чрезвычайно сложно. Поэтому для прогнозирования фазовых превращений углеводородов при проектировании разработки газоконденсатных и газонефтяных месторождений и процессов переработки газа и конденсата используются приближенные методы расчета.
Расчетные методы оценки фазового состояния углеводородов основаны на законе Дальтона—Рауля pyi = xiQi, (IV. 8)
где р - общее давление смеси; yi и xi —молярные концентрации (доли) компонентов в паровой и жидкой фазах; Qi — давление насыщенных паров компонентов смеси в чистом виде; руi — парциальное давление i-ro компонента в паровой фазе; xiQi -парциальное давление того же компонента в жидкой фазе.
Очевидно, что
;
.
Здесь n'i
и n"i
- число молей i-ro компонента соответственно
в газовой и жидкой фазах; m
— общее число компонентов.
Из уравнения равновесия (IV.8) следует, что углеводороды между фазами двухфазной равновесной системы распределяются в соответствии с давлением паров углеводородов и их мольными концентрациями.
При нарушении равновесия в системе вследствие изменения температуры или давления начинается перераспределение углеводородов между фазами. Это происходит до тех пор, пока парциальные давления каждого компонента в газе и жидкости не сравняются.
Углеводороды, имеющие при данной температуре давление насыщенных паров большее, чем общее давление в системе, будут иметь и более высокую концентрацию в паровой фазе, чем в жидкой; и наоборот. Таков смысл уравнения (IV.8).
Используя закон Дальтона — Рауля, зная температуру и давление, при которых находится смесь, по концентрации компонента в одной фазе можно определить ее концентрацию в другой.
Действительно, пусть дан состав жидкой фазы x1+x2+ ...+xm=1, где x1, х2, ..., хm - молярная концентрация соответствующих компонентов, доли единицы;
Пусть давление насыщенных паров компонентов при данной, температуре равно Q1, Q2, ..., Qm. Давление паров такой смеси по закону Рауля
р=р1+р2+…+рm=x1Q1+ x2Q2+...+xmQm
или
(IV.9)
где p1, p2, ..., рm — парциальное давление компонентов в жидкой фазе.
Уравнение (IV.9) называется уравнением начала однократного (контактного) испарения. Очевидно, что оно характеризует давление, когда кипит смесь при данной температуре (температура учитывается в уравнении (IV.9) в скрытом виде, так как она влияет на давление насыщенных паров компонентов Qi. Таким образом, при данном составе смеси р и t — давление и температура кипения (парообразования).
По закону
Дальтона—Рауля при равновесии фаз для
каждого компонента будет справедливо
соотношение (IV.8), т. е. после определения
давления паров жидкой смеси р можно
определить концентрацию всех
компонентов в равновесной паровой
фазе по уравнению (IV.8):
.
(IV.10)
Если же известен состав паровой фазы, то состав жидкости, находящейся в контакте с газом, можно также определить, используя закон Дальтона-Рауля.
Пусть дан состав паровой фазы смеси y1+y2+ ...+ym=1, где у1, y2, …, ym — молярная концентрация углеводородов в газовой фазе, доли единицы.
Определить общее давление в системе, как в предыдущем примере, нельзя, так как не известен состав жидкой фазы. Давление паров смеси по данным состава паровой фазы можно найти, исходя из следующего.
Для каждого
компонента напишем y1p=x1Q1;
;
y2p=x2Q2;
и т.д.. (IV.11).
Суммируя концентрации компонентов в жидкой фазе, получим
(IV-12)
Отсюда, если известен состав паровой фазы, общее давление паров в смеси
(IV-13)
Определив по этой
формуле давления паров смеси р,
концентрацию компонентов в жидкой
фазе можно найти из соотношения
(IV .14)
Уравнение (IV.13) называют уравнением конца однократного испарения или уравнением начала однократной конденсации. Очевидно, что оно характеризует давление насыщенных паров углеводородной смеси при данной температуре.
Уравнения равновесия (IV.8), начала однократного испарения (IV.9) и начала конденсации (IV.13) описывают поведение лишь простых углеводородных смесей при низких давлениях, (0,4—0,5 МПа). В практических условиях (на промыслах) использовать их затруднительно, так как они не учитывают влияние давления и состава смеси на давление паров углеводородов, находящихся в смеси. Поэтому при практических расчетах используются константы фазовых равновесий или коэффициенты распределения.