К 55-летию Тюменского государственного нефтегазового университета (стр. 11 )

На рис. 2 в качестве примера представлены пограничные кривые жидкость – пар смесей, составы которых представлены в табл. 2. Кроме того, на этом рисунке показаны экспериментальные изохоры этих же смесей (по восемь для каждой смеси).

Рис. 2. Пограничные кривые жидкость – пар и зависимости давления псевдобинарных углеводородных смесей (таблице 2) от температуры в свободном объёме

при постоянной плотности (мольном объёме)

В табл. 3 приведены значения плотностей и мольных объёмов изохор (см. рис.  2). Бинарная смесь 6 соответствует составу первого компонента псевдобинарной смеси К1–К2 (растворитель). Вторым компонентом смеси является гептан – К3 (растворяемое вещество).

Таблица 3

Параметры исследуемых смесей

Номер смеси в табл.2	Плотность/мольный объём изохор (см. рис. 2),
	1	2	3	4	5	6	7	8
1
3
5
6

Полученные экспериментально зависимости давления от температуры при постоянной плотности (мольном объёме) для каждой псевдобинарной смеси перестраиваются (в области их однофазного существования) в зависимости их мольного объёма от давления при постоянных значениях температуры и состава.

Для смеси 6 (см. рис. 2) нанесена изотерма АЕ (=290,0 К), вдоль которой строится зависимость мольного объёма от давления (точки А, Б, В, Г, Д, Е).

Эта зависимость представлена на рис. 3. Для сравнения показана зависимость мольного объёма от давления для идеального газа на изотерме =290,0 К (см. рис. 3).

Рис. 3. Зависимости мольного объёма бинарной смеси 6 (см. табл. 2) и идеального газа от давления на изотерме

Представлены зависимости мольного объёма от давления на изотерме для ряда псевдобинарных смесей и гептана (рис. 4). Для сравнения там же нанесена подобная зависимость для идеального газа.

Рис. 4. Зависимости мольного объёма гептана, псевдобинарных

смесей №1, 2, 3, 5 и 6 (см. табл. 1) и идеального газа от давления на изотерме

На основе построенных зависимостей мольного объёма от давления при постоянных значениях температуры, для данных и определяются значения мольного объёма смеси при различных концентрациях второго компонента псевдобинарной смеси. По полученным значениям строятся зависимости мольного объёма от состава. Эти зависимости используются для определения значений парциальных объёмов компонентов по известному методу расчёта парциальных величин бинарных растворов (иногда называемого методом отрезков [7, 8]).

Рис. 5 иллюстрирует этот метод, приведены зависимости мольного объёма псевдобинарной смеси от концентрации второго компонента смеси — гептана при = 370 К и = 7,5; 10,0; 12,5 и 15,0 МПа. Состав смеси представлен (см. табл. 2).

Используя метод отрезков, определяется величина парциального объёма первого компонента псевдобинарной смеси (см. рис. 5). Например, при = 370 К, = 12.5 и
концентрации гептана 2,5% моль (соответствует составу смеси 4, см. табл. 2) получаем:

· мольный объём смеси = 0,203 м3/кмоль (точка Б, см. рис. 5);

· парциальный мольный объём первого компонента — растворителя, представленного бинарной смесью () составляет = 0,217 м3/кмоль (точка А, см. рис. 5);

· мольный объём растворителя — = 0.211 м3/кмоль (точка А’, см. рис. 5).

Продолжая вышеописанную процедуру, для различных значений давления и при постоянной температуре, получаем интересующую нас зависимость парциального мольного объёма компонента псевдобинарной смеси от давления, которая используется для получения зависимости парциальной летучести от давления при постоянном составе смеси и постоянной температуре (соотношение 7).

Как видно из соотношения (7), величина парциальной летучести компонента определяется двумя составляющими: величиной парциального давления () и поправкой на неидеальность смеси ().

Рис. 5. Определение парциальных объёмов компонентов псевдобинарной смеси

методом отрезков по зависимости мольного объёма смеси от состава при

и

Если концентрация второго компонента в смеси значительно меньше концентрации первого компонента (составляет менее 3–5 % моль), то парциальный мольный объём первого компонента — растворителя (точка А, см. рис. 5, = 0.217 м3/кмоль) приблизительно равен мольному объёму первого компонента (точка А/ на рис. 5, = 0,211 м3/кмоль). Таким образом, при расчёте летучести первого компонента (растворителя), без существенной потери точности, его парциальный мольный объём в соотношении (7) можно заменить мольным объёмом при тех же значениях температуры и давления ():

(8)

Летучесть второго (растворяемого) компонента псевдобинарной смеси находится из классического соотношения, связывающего летучесть смеси и парциальные мольные летучести слагающих эту смесь компонентов:

(9)

Применительно ко второму компоненту псевдобинарной смеси это соотношение

записывается в следующем виде (10)

Летучесть смеси определяется из соотношения, аналогичного выражению (8):

, (11)

где — мольный объём смеси; — общее давление в смеси.

Таким образом, для определения летучести компонентов псевдобинарной смеси с низким мольным содержанием второго компонента достаточно исследовать в свободном объёме зависимости давления от температуры при постоянных плотностях (мольных объёмах) искомой псевдобинарной смеси и её первого компонента – растворителя (смесь 6, см. рис. 2 и 4). При этом для расчета летучести следует использовать соотношения 8–11.

Список литературы

1. Scott R. L. J. and Van Konynenburg. // Discuss. Faraday Soc. v.49, 1970. – p. 87.

2. Creek J. L., Knobler Ch. M., and Scott R. L. Tricritical points in ternary mixtures of hydrocarbons. // The Journal of Chemical Physics. v. 67, 1977. – p. 366-368.

3. Булейко фазовых превращений углеводородных смесей в нефтегазоносных пластах разрабатываемых месторождений (по экспериментальным данным). // Диссертация на соискание учёной степени д. т.н. – М.: ИПНГ РАН, 2007. – С. 277.

4. Коган равновесия. // Л.: Химия, 1968. – 432 с..

5. , Коган проверки и расчёта равновесия в тройных системах путём их приведения к бинарным. // IV. ЖФХ, т.36, 1962. – С. .

6. , О проверке равновесия жидкость – пар в трёхкомпонентных системах с двумя жидкими фазами. // V. ЖФХ, т.36, 1962. – С. 2046–2050.

7. , , Шпильрайн растворов. – М.: Энергия, 1980. – 288 c.

8. , Шейндлин термодинамических свойств веществ. // М.: Госэнергоиздат, 1963. – 560 с.

Сведения об авторах

, главный научный сотрудник Центра исследований нефтегазовых пластовых систем и технологического моделирования – ВНИИГАЗ», Москва, тел.:
5-66-74

, инженер II категории лаборатории подготовки и переработки углеводородного сырья, отдела «Разработка нефтяных и газовых месторождений» филиал – ВНИИГАЗ» в г. Ухта,

Buleiko V. M., chief scientific worker, «Center of studies of oil and gas reservoir systems and technological modeling», «Gasprom-VNIIGAS», Moscow, phone: 5-66-74

Buleiko V. V., engineer, Laboratory of processing and refining of hydrocarbon raw materials, Department «Development of Oil and Gas fields», «Gasprom-VNIIGAS» affiliate, Ukhta, phone: 7-87-75

_________________________________________________________________________________________

УДК 550.831.08

ОСОБЕННОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ СВЯЗЕЙ ВАРИАЦИЙ СИЛЫ ТЯЖЕСТИ

С ИЗМЕНЕНИЯМИ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

FEATURES OF CHANGE IN BONDS OF GRAVITY VARIATIONS WITH THE RESERVOIR PRESSURE CHANGES DURING DEVELOPMENT OF GAS FIELDS

С. А. Cеркеров,

S. A. Serkerov, I. I. Polyn

РГУ нефти и газа им. , , Москва

Ключевые слова: гравитационное поле, вариации силы тяжести, мониторинг разработки,

газовые месторождения, дебиты скважин, пластовое давление

Key words: gravitational field, gravity variations, development monitoring, gas fields, well flow rates, reservoir pressure

Изучение вариаций гравитационного поля приобрело важнейшее значение в последние годы. Исследованиями установлено, что по вариациям силы тяжести можно определить изменения масс в слоях земной коры, связанные с различными тектоническими процессами, с перемещениями флюидов в слоях под воздействием геодинамических процессов, с перемещениями флюидов по вертикали от залежи углеводородов к поверхности земли по ослабленным зонам нарушений, расположенным над месторождениями нефти и газа, с процессом эксплуатации месторождений и подземных хранилищ газа и т. д.

Из этих причин изменения масс в слоях земной коры наиболее важным являются причины, связанные с эксплуатацией нефтегазовых залежей. В процессе эксплуатации залежей углеводородов освободившееся после извлечения из недр нефти и газа поровое пространство пластов замещается более плотной водой, что приводит, в зависимости от времени, к увеличению значений силы тяжести над такими зонами поступления воды в пласты.

Эти зоны приурочены не только к границам водогазонефтяных контактов, но и к областям интенсивного отбора нефти и газа, расположенным на различных участках внутри месторождений. По изменению вариаций силы тяжести на поверхности земли можно обнаружить, выделить, изучить и предсказать во времени закономерности изменения этих зон.

В данной работе рассматриваются зависимости вариаций силы тяжести от изменений пластового давления при разработке месторождений газа. Определяется характер изменения этих зависимостей, рассматриваются возможности их применения при гравиметрическом мониторинге разработки месторождения газа.