foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Определение типа залежи по фазовому состоянию пластовой смеси

Для более обоснованного подразделения залежей углеводородов следует пользоваться характеристиками фазовых превращений, протекающих по разному в зависимости от состава углеводородов и условий в залежи.

 Типичная фазовая диаграмма многокомпонентной смеси (рис.2.2.) в координатах давление - температура имеет петлеобразный вид, т.е. отличается от соответствующей фазовой диаграммы чистого вещества, изображающейся в виде одной монотонно возрастающей, вогнутой к оси температур кривой с одной конечной (критической ) точкой.

На диаграмме (рис.2.2) кривая точек кипения “a” - граница однофазного жидкого и двухфазного парожидкостного состояний, а кривая точек росы “ b - граница однофазного газообразного и двухфазного парожидкостного состояний. Эти кривые сходятся в критической точке К. Критическая точка максимальное значение кривой точек кипения по температуре, но не давления. Максимальному давлению этой кривой соответствует точка N , называемая криконденбарой. Для кривой точек росы критическая точка максимальна по значению давления, но максимальному значению температуры соответствует точка М, которая называется крикондентермой. Таким образом, на фазовой диаграмме многокомпонентной смеси эти точки соответствуют максимальным значениям давления и температуры. Указанные точки в совокупности с критической ограничивают две особые области, в которых поведение смеси отличается от поведения чистого вещества. Это ретроградные области, которые носят названия: обратной конденсации - ограничена кривой KDM и обратного испарения - ограничена кривой NHK.

Фазовая диаграмма (рис. 2.2.) со всеми её особенностями присуща любым многокомпонентным смесям, но ширина её петли и расположение критической точки, а следовательно, и ретроградных областей зависят от состава смеси.

Фазовое состояние пластовой углеводородной смеси и особенности их фазового поведения при разработке месторождений определяются пластовыми давлениями и температурами, а также составом смеси.

Если пластовое значение температуры смеси Тпл больше крикондентермы М (точка F) и в процессе разработке месторождения давление падает (линия FT4), то эта смесь будет всё время находится в однофазном газообразном состоянии. Такие смеси образуют газовые месторождения.Возможно существование трёх

Если пластовая температура находится между критической и крикондентермой, то такие смеси относят к газоконденсатным. В этом случае в зависимости от соотношения между начальным пластовым и давлением начала конденсации (точка В) возможно существование трёх типов газоконденсатных залежей: пластовое давление может быть выше (однофазное ненасыщенное), равно (однофазное насыщенное) или ниже (двухфазное) давления начала конденсации.

Если пластовая температура ниже критической температуры смеси, т.е. находится левее критической точки, то такие смеси характерны для нефтяных месторождений. В зависимости от начальных значений пластовых температуры и давления (расположения точки, соответствующей этим значениям, относительно кривой точек кипения) различают нефтяные месторождения с недонасыщенными, насыщенными нефтями и месторождения с газовой шапкой.

Когда пластовая температура выше крикондентермы, то нефть содержит большое количество газообразных и легкокипящих углеводородов и обладает большей усадкой. Такие нефти называют лёгкими.

Они отличаются высоким газонефтяным соотношением и плотностью, приближающейся к плотности газовогоконденсата.

Почему могут спускать колеса авто смотрите тут kamael.com.ua
Предложения строителей смотрите здесь
Дренажная система водоотвода вокруг фундамента - stroidom-shop.ru

Статистика



Яндекс.Метрика