- •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
Определение констант фазового равновесия по давлению схождения
Метод определения констант фазового равновесия по давлению схождения -один из наиболее известных, получивших широкое распространение в инженерной практике как в нашей стране, так и за рубежом. Несмотря на то что этот метод эмпирический, его использование во многих случаях дает положительные результаты.
Метод основан на хорошо известном факте схождения констант равновесия компонентов легких парафиновых бинарных углеводородных смесей к единице при критическом давлении и данной температуре смеси. Константы равновесия многокомпонентных смесей сходятся к единице при критическом давлении только при критической температуре смеси. Как уже упоминалось, если температура смеси отличается от критической, давление, при котором константы равновесия сходятся к единице, не является реальным, так как многокомпонентная смесь переходит из двухфазного парожидкостного состояния в однофазное при давлении, меньшем давления схождения констант равновесия к единице. Константы равновесия имеют действительные физические значения лишь до давления перехода из двухфазного в однофазное состояние. Поэтому давление, при котором константы равновесия многокомпонентной смеси при температуре, отличной от критической, сходятся к единице, называется кажущимся давлением схождения.
Метод определения констант равновесия по давлению схождения основан на экспериментально проверенном Хенсоном и Брауком предположении о том, что константы равновесия компонентов, входящих в состав различных смесей, равны, если равны давления, температуры и давления схождения этих смесей.
Таким образом, константа равновесия компонента — функция давления, температуры и давления схождения, определяющего влияние фазовых составов системы на константы равновесия компонентов. Несмотря на то, что давление схождения есть функция компонентного состава обеих равновесных фаз, на практике принимают, что оно определяется или составом исходной смеси, или составом жидкой фазы при данном давлении.
Если известна молекулярная масса Мс7+ и плотность остатка с7+, давление схождения рсх (в МПа) приближенно можно рассчитать по следующим формулам.
При 120Мс7+с7+200 (IV.39) При 90Мс7+с7+<120 (IV.40)
По известному составу жидкой фазы давление схождения (в МПа) можно определить по формуле (IV.41)
где ; ; a1=0,12258886; a2=1,225988; a3=-0,12539303; a4=1,1242308; Т - температура, К; MС2+ - средневзвешенная молекулярная масса гипотетического компонента этан плюс вышекипящие. Среднеквадратическая погрешность аппроксимации выражения рсх=f(MС2+, Т) составляет 0,103, коэффициент множественной корреляции равен 0,96.
, , (IV.42)
где Mi — молекулярная масса i-го компонента; gi — массовая доля i-ro компонента в псевдокомпоненте С2+.
Рассчитав каким-либо способом давление схождения смеси и задавшись значениями давления и температуры, константы фазового равновесия углеводородов и азота находят по таблицам констант равновесия СевКавНИИГаза [8] или по атласу констант Американской ассоциации газобензинового производства NGAA.
Константы равновесия углекислого газа и сероводорода можно определить следующим образом: КCО2 = (КСН4КС2Н6)1/2. (IV.43)
где КСН4, КС2Н6 определяются по атласу констант или по таблицам;
(IV.44)
где ; ; a1=0,0016766885; a2=0,98823311; a3=1,0331174; a4=-0,897710-3.
Константу равновесия остатка Kс7+ или КC8+ можно определить по формуле, зная молекулярную массу MC7+ или МС5+ и его относительную плотность C7+ или C5+: (IV.45)
где при n5