Физика пласта: Курс лекций по одноименной дисциплине, страница 29

Константой фазового равновесия (коэффициентом распределения i-го компонента в паровую и жидкую фазы К_i) называется отношение молярной доли i-го компонента в паровой фазе У_i к молярной доли его в жидкой фазе Х_i

К_{i =} У_i  / Х_i

Константу равновесия определяют экспериментальным и расчетным путем. Экспериментально определить константы равновесия достаточно сложно. Расчетный метод состоит в применении уравнений состояния реальных газов, как отношение летучести компонента в паровой фазе к его летучести в жидкой фазе.

SNi =1,            L+ V = 1

Каждый компонент имеет два значения давления, при которых константы равновесия равны единице, при давлении насыщенных паров компонентов Q  равном общему давлению смеси Р   (Q = Р)  и в точке схождения давления (рисунок 4.3).

.

Кажущееся давление схождения всех компонентов нефтей со

Кажущееся давление  схождения всех компонентов  составляет  34,5 – 35 МПа. Давление схождения зависит от температуры смеси. Если температура будет критической, то и давление схождения критическое. При эксплуатации месторождения состав смеси непрерывно меняется, поэтому константы фазового равновесия так же меняются и их рассчитывают по уравнениям. Использование уравнений для определения параметров реальных газов, требует введения поправок. Введено понятие «летучесть»,  f – исправленное давление,

F≈ zp,  где z– коэффициент сжимаемости,p–давление.

Число киломолей жидкой  L  и газовой  V  фаз в смеси равна единице при данных давлении и температуре, если состав смеси известен и сумма их концентраций равна единице.

∑ N_i = 1,              L+ V =1.

Вопросы для самоконтроля к теме 4.

1. Типы залежей и фазовые состояния в залежах.

2. Фазовое состояние газов с изменением давления и температуры.

3. Особенности фазового перехода компонента углеводорода.

4.Фазовое состояние двухкомпонентных систем.

5.Особенности фазового состояния многокомпонентных систем.

6.Абсолютная и относительная влажность газа и её влияние на фазовые превращения.

7.Фазовое состояние системы  «нефть-газ».

8.Газогидратные залежи, их свойства.

9.Фазовые равновесия углеводородных систем. Константы равновесия.

5  ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА ИЗ

ПОРИСТЫХ СРЕД

Нефть или газ находятся в пустотном пространстве горных пород, которое представляет огромное скопление каналов различного сечения. Поверхность каналов одного кубического метра пород может занимать огромную площадь в несколько сот метров. Между стенками пор горной породы нефтью, газом или водой возникает взаимодействие, величина которого зависит от свойств жидкости и газа и горной породы её содержащей, а так  же от площади соприкосновения.

5.1 ПОВЕРХНОСТНО-МОЛЕКУЛЯРНЫЕ СВОЙСТВА СИСТЕМЫ ПЛАСТ-ВОДА-НЕФТЬ-ГАЗ

Поверхностные явления и свойства пластовых систем оказывают влияние на формирование нефтяных и газовых месторождений, они так же оказывают влияние на процесс извлечения углеводородов из пласта, нефтеотдачу пластов. Для характеристики поверхностно – молекулярных свойств системы используют параметры: поверхностное натяжение, смачивание, краевой угол смачивания.

Поверхностное натяжение. По поверхностному натяжению жидкости в пласте-коллекторе можно делать заключение о свойствах соприкасающихся фаз, закономерностях их взаимодействия, процессах адсорбции, количественном и качественном составе полярных компонентов в жидкости, интенсивности капиллярных сил. Поверхностное натяжение жидкости зависит от её температуры и давления, а так же среды окружающей данную жидкость (газ, другая жидкость).

Σ_t = σ₀ (1 – γТ),

где σ_t и σ₀ – поверхностное натяжение системы при температуре Т и 0⁰С, γ – температурный коэффициент поверхностного натяжения.

Поверхностное натяжение жидкости на границе с газом с увеличением температуры и давления уменьшается, что связано с ослаблением межмолекулярных сил, уменьшением свободной поверхностной энергии, растворением газа в жидкости (рисунок 5.1). Для нефти эти характеристики так же справедливы, однако они зависят от состава нефти, количества растворенного в ней газа и его состава и могут быть более интенсивны, чем для воды, в связи с большей растворимостью газа в нефти.