|
| Виды фазовых переходов
| 1.  первого рода –примеры: испарение, плавление.
Характеристики: скачкообразное изменение объема, энтропии, удельного объема, выделение скрытой теплоты перехода.
2. второго рода –Примеры: превращение одной кристаллической модификации вещества в другую.
Характеристики: отсутствие тепловых эффектов, скачкообразное изменение теплоемкости Ср, сжимаемости bТ, температурного коэффициента расширения αт.
|
|
| Скрытая теплота перехода
| поглощенное(или выделенное) количество теплоты при фазовых превращениях первого рода из-за изменения объема
|
|
| Фазовая диаграмма в переменных давление –уд. объем для однокомпанентного газа.
Области газа, жидкости, двухфазной области. Кривая точек конденсации. Кривая точек кипения (парообразования). Двухфазная область – характер изменения давления. Критическая точка
| 
|
|
| Фазовая диаграмма в переменных давление –температура для однокомпанентного газа.
Кривая давления насыщенного пара=кривая точек конденсации= кривая точек кипения. Насыщенный и ненасыщенный пар. Критическая точка - наивысшие значения давления и температуры, при которых еще могут существовать две фазы одновременно. Перевод углеводорода из парообразного состояния в жидкое, минуя двухфазную область.
| 
|
|
| Фазовая диаграмма в переменных давление –уд. объем для двухкомпанентного газа.
Область газа и область жидкости. Рост давления в двухфазной области. Почему? Критическая точка- характеризуется лишь одинаково интенсивными свойствами газовых и жидких фаз.
| 
|
|
| Фазовая диаграмма в переменных давление –температура для двухкомпанентного газа.
Кривые точек начала кипения и точек росы не совпадают и обра-зуют фазовую диаграмму, на вид которой, кроме температуры и давления влияет исходный состав смеси.
Крайние левая и правая кривые на диаграмме (рис.) соответствуют давлениям насыщенного пара для чистых компонентов — этана и н-гептана с критическими точками С и С4.
Линии А1С1, А2С2 и А3С3 пред-ставляют собой линии точек начала кипениярассматрива-емых смесей (выше и слева от них смесь находится в жидком состоянии), В1С1, В2С2 и В3С3 — линии точек росыcоответствующих смесей. Ниже и справа от этих линий смесь находится в газообразном состоянии.
Между линиями точек начала кипения и точек росы распола-гается двухфазная область.
C увеличением содержания тяжелой компоненты в системе (рис.) критическая точка, располагающаяся слева от максимальных значений давления и температуры, при которых две фазы могут существовать в равновесии, сдвигается вправо от нее.
Размеры двухфазной области (рис.) зависят от состава смеси — они возрастают по мере того, как в составе смеси распределение между компонентами становится более равномерным.
| 
|
|
| Поведение бинарных и многокомпонентных систем в критической области
1 – кривая ……? 2 – кривая …….?
Наибольшее давление (р'), при котором жидкость и пар могут существовать в равновесии, называется криконденбар
Наивысшая температура (Т/), при которой жидкость и пар существуют в равновесии, называется крикондентерм
| 
|
|
| Поведение бинарных и многокомпонентных систем в критической области
1 – кривая ……? 2 – кривая …….?
Область обратного изобарического испарения (АВСА) – рассмотреть процесс по EF от температуры Т1 до Т3
Область обратной изотермической конденсации (CNBC) – изотермический процесс по HM
Обратное - Ретроградное
|
|
|
| При каком взаимном положении критической точки С, криконденбары D, крикондентермы N имеют место следующие процессы ретроградных явлений (указать эти области):
а) Oбратная изотермическая конденсация; обратное изобарическое испарение
в) Oбратное изотермическое испарение, обратное изобарическое испарение
с) Изотермическая ретроградная конденсация; обратная изобарическая конденсация
| | а)С> D; C< N. Oбратная изотермическая конденсация – BCN; обратное изобарическое испарение – ACD
в) С> D; C>N. Oбратное изотермическое испарение – CBN, обратное изобарическое испарение – ACND
с) С< D; C<N. Изотермическая ретроградная конденсация - по любой вертикальной линии в области BCDN; обратная изобарическая конденсация - CAD
| | а) 
в)
с) 
|
|
| Область существования изотермических ретроградных явлений
| при температурах выше критической и ниже максимальной двухфазной температуры (крикондентермы)
|
|
| Область существования изобарических процессов испарения и конденсации
| при давлениях между критическим и максимальным двухфазным (криконденбарой)
|
|
| Давление максимальной конденсации Объяснить процесс ретроградной конденса-ции
| 1 — кривая точек парообразования;
2 — кривая точек конденсации.
| | 
| Давление, при котором из природного газа выделяется максимальное количество жидкой фазы.
|
|
| Условие залегания пласта в условиях конденсатного газа
| Пластовая температура находится в области между критической температурой и крикондентермой, а начальное пластовое давление выше давления точки росы (или равно ему)
|
|
| Какая из фазовых диаграмм газовой шапки и прилегающей к ней нефти соответствует:
1) газовой шапке в условиях конденсатного газа
2) газовой шапке, в которой при эксплуатации залежи, ретроградные явления не наблюдаются
1 — кривые точек начала кипения; 2 — кривые точек росы; 3 — критические точки; р и Т —пластовое давление и температура
| 1 –а
2 – б
|
|
| Относительная влажность
| Отношение количества водяных паров, находящихся в газе при данных условиях, к максимально возможному количеству водяных паров в газе при тех же условиях
Характеризует степень насыщения газа водяным паром (доли единицы или проценты)
|
|
| Абсолютная влажность
| Количество водяных паров, находящихся в единице объема или массы газа (г/м3 или г/кг)
|
|
| Влагосодержание газа возрастает
| 1) При повышении температуры
2) При понижении давления
3) С уменьшением минерализации воды
4) С уменьшением молекулярной массы газа
|
|
| Какая фазовая диаграмма соответствует:
1) нефти с низкой усадкой
2) нефти с высокой усадкой
 
А) В)
| нефть с низкой усадкой - В
нефть с высокой усадкой - А
|
|
| Определение типа залежи по Саввиной
| 
|
|
| Определение типа залежи по Коротаеву
| а) Газовые - i-С4Н10 / n-C4H10 =g>1.
б) Газоконденсатно-нефтяные, газонефтяные и попутный газ - g =0.5-0.8.
в) Газоконденсатные - g=0.9-1.1
|
|
| Определение типа залежи по сочетаниюZ=A+B
| A=C2/C3; B=(C1+C2+C3+C4)/C5+
Здесь С1, С2, С3, С4 и С5+ — мольные концентрации СН4, С2Н6, С3Н8, С4Н10 и С5Н12+
можно по значению Zопределить тип залежи:
газовая, газоконденсатная без нефтяной оторочки, газоконденсатная с малой нефтяной оторочкой непромышленного значения, газоконденсатная с нефтяной оторочкой промышленного значения, нефтегазоконденсатная, нефтяная, месторождения с тяжелой вязкой нефтью
|
|
| Определение типа залежи по сочетанию по методу главных компанент
| По С1, С2, С3, С4 и С5+ — мольные концентрации СН4, С2Н6, С3Н8, С4Н10 и С5Н12+
газоконденсатные, месторождения с незначительной нефтяной оторочкой, месторождения c нефтяной оторочкой
|
|
| Определение типа залежи по физическим признакам
| Физические признаки: величина газового фактора, плотность жидкой фазы и ее цвет
При газовом факторе 900—1100 м3/м3 и плотности стабильной (не содержащей легких углеводородов) жидкой фазы, не превышающей 0,78 г/см3, месторождение является газоконденсатным
Если плотность стабильной жидкости выше 0,78 г/см3 , а газовый фактор меньше 630—650 м3/м3 , залежь является нефтяной.
Содержание азота в газе основных газоконденсатных месторождений, контактирующих с нефтью, превышает 3,3% (мольн.).
В газах газоконденсатных месторождений без нефтяной оторочки содержание азота колеблется в пределах 0,6—2,3%.
|
2015-07-04
364
