- •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
Аналитический расчет фазовых превращений газоконденсатных смесей при изменении давления и температуры
Природные углеводородные смеси, находящиеся в поровом пространстве пласта и движущиеся по стволу скважины, в промысловом оборудовании, промысловых и магистральных газопроводах, при изменении давления и температуры претерпевают фазовые превращения, т. е. переходы паровой фазы в жидкую и обратно. Процессы превращения паровой фазы в жидкую происходят при неизменной температуре не только с увеличением давления в докритической области, но и с уменьшением его в определенном диапазоне температур Ткр—Ткк (критическая— конец кипения). Явления конденсации паровой фазы при неизменном давлении происходят не только с понижением температуры и при давлении меньше критического, но и с увеличением температуры в интервале изменения давления ркр— рр. Мы имеем дело с явлениями прямой и обратной (ретроградной) изотермической и изобарной конденсации.
В процессах разработки залежи, добычи, транспорта и переработки углеводородных газов большое значение имеет правильное прогнозирование составов сосуществующих паровой и жидкой фаз, объемов образующихся фаз при различных давлениях и температурах. При определении давления начала конденсации углеводородной смеси в пористой среде, составов сосуществующих равновесных фаз, объемной насыщенности пористой среды жидкой фазой, потерь жидких углеводородов в пласте необходимо знать влияние пористой среды на эти процессы, уметь аналитически рассчитывать это влияние, зная геолого-физические параметры пористой среды.
На современном уровне развития науки и вычислительной техники приближенный аналитический расчет диаграмм фазовых соотношений и объемов образовавшихся жидкой и паровой фаз можно произвести двумя методами: а) используя табличные значения констант равновесия; б) применяя уравнение состояния для определения летучестей компонентов в паровой и жидкой фазах, плотностей фаз, коэффициентов сверхсжимаемости компонентов смеси и фаз. Для этого может быть принят следующий порядок расчетов.
1. Разделяют диаграмму фазовых соотношений условно на две области: I область — р0,7рсх; II область — 0,7рсх<ррcx, где рcx - давление схождения, т. е. давление, при котором коэффициенты распределения вещества (каждого компонента смеси) на паровую и жидкую фазы равны единице. Давление схождения для начала расчетов приближенно определяют по известным МСn+ и Сn+ по формулам (IV.39) или (IV.40) и уточняют по рассчитанному составу жидкой фазы по формуле (IV.41).
2. Определяют коэффициенты фазовых соотношений для компонентов смеси C1—С6, N2, CO2, H2S по таблицам констант равновесия без учета характеристического фактора при расчете коэффициента фазового соотношения метана.
3. Определяют коэффициент распределения фракции Сn+(n>5) по формуле (IV.45). Находят плотность жидкой фазы и коэффициент сверхсжимаемости паровой фазы, который вычисляется по уравнению состояния реальных газов Пенга—Робинсона.
Критические параметры фракции С7+ (или С5+) определяют по номограммам Стендинга и Каца по заданным значениям молекулярной массы МC7+ и плотности C7+ (по формулам (III.42) и (III.43) или рассчитывают по специальным уравнениям [28].
Плотность жидкой фазы определяют по номограммам Стендинга и Каца или рассчитывают по уравнению (III.57).
4. Определяют молярные доли паровой V и жидкой L фаз по уравнениям концентраций: , yi=Kixi,
где xi и уi - молярные концентрации i-ro компонента в жидкой и паровой фазах соответственно при различных р и t; i - молярная концентрация i-го компонента в исходной газоконденсатной смеси; L и V — молярные доли вещества в жидкой и паровой фазах при различных р и t; L+V=1; Ki=yi/xi—коэффициент распределения i-гo компонента (функция р, t и состава).
По рассчитанному составу жидкой фазы с помощью уравнения (IV.41) определяют давление схождения pcx1 Если рсх и pcx1 отличаются незначительно, расчет считается правильным. В противном случае расчет повторяется для нового значения pcx1=( pcx+ pcx1)/2.
5. Определяют объемы образовавшихся жидкой Ωж и паровой Ωп фаз
Ωж=Ln0Mж/ж,
где n0 — общее число молей смеси;
, Ωп=Vn0zRT/p.
Здесь R — универсальная газовая постоянная.
В области II (р>0,7 рсх) сохраняется такой же порядок расчета, изменяется лишь метод определения коэффициентов распределения компонентов (констант равновесия).
В критической области коэффициенты распределения компонентов находят по формуле (IV.47)
где С1i, C2i и n — некоторые постоянные величины (0n1). Выбирая три значения давления в первой области (р<0,7рсх) p1, р2 и р3, находят соответствующие им коэффициенты К1, K2 и К3. После этого решают систему из трех уравнений (IV.47) и находят С1i, С2i и n.
Приведён пример
Б. Использование уравнения состояния для расчетов парожидкостного равновесия (контактной конденсации) природных газоконденсатных смесей.
Расчет парожидкостного равновесия многокомпонентных смесей производится в следующей последовательности:
1. Определяют по результатам фракционной разгонки остатка содержание фракций в смеси, их критические параметры Ткр и ркр и ацентрический фактор. При отсутствии разгонки критические параметры остатка Ткр и ркр и ацентрический фактор рассчитывают по формулам (III.27), (III.28) и (III.24).
2. Определяют тем или иным методом начальные значения констант фазового равновесия компонентов исходной смеси, например, вычисляют по уравнению для идеальных констант: (IV.48)
3. Вычисляют по уравнению (IV.38) молярную долю паровой фазы V и составы сосуществующих паровой yi и жидкой xi фаз.
4. Вычисляют коэффициент а и b по составу жидкой фазы.
5. Вычисляют по уравнению (III.69) коэффициенты сверхсжимаемости паровой zП и жидкой zЖ фаз.
6. Рассчитывают коэффициенты летучести компонентов в паровой и жидкой фазах, используя уравнение (IV.26).
7. Корректируют константы равновесия компонентов смеси по формуле