карта сайта
Контакты Главная рассылка новостей контакты Библиотека Рассылка новостей

  
Главная Библиотека Нефтегазовая гидродинамика и гидрогеомеханика Фазовые превращения при разработке нефти и газа
  



Информация

Подписка на гидрогеологические новости


Фазовые превращения при разработке нефти и газа - Оглавление

Оглавление:
Введение, 7

ГЛАВА 1. Нефти и природные газы – многокомпонентные системы природных углеводородов, 10
  1.1. Компоненты нефтей и природных газов, 10
  1.2. О составе многокомпонентной системы, 14
  1.3. Примеры составов пластовых нефтей и природных газов, 18
Список литературы к главе 1, 18

ГЛАВА 2. Основы термодинамики многокомпонентных систем, 19
  2.1. Понятия и определения, 19
  2.2. Уравнение первого закона термодинамики, 22
  2.3. Второй закон термодинамики энтропия, 25
  2.4. Объединенное уравнение первого и второго законов термодинамики, 28
  2.5. Понятие об энтальпии, 29
  2.6. Понятие о теплоемкости, 30
  2.7. Дифференциальные уравнения термодинамики, 32
  2.8. Условия равновесия для различных случаев сопряжения термодинамической системы с окружающей средой, 42
  2.9. Химический потенциал, 48
  2.10. Условия термодинамического равновесия гетерогенных систем, 53
  2.11. Уравнение Гиббса-Дюгема, 56
  2.12. Степени свободы равновесной термодинамической системы, 57
  2.13. Связь химического потенциала чистого вещества с его мольным объемом, 59
  2.14. Связь химического потенциала компонента смеси с парциальным мольным объемом, 60
  2.15. Идеальный газ и его свойства, 61
  2.16. Летучесть и коэффициент летучести, 65
  2.17. Идеальный раствор, 72
  2.18. Закон Рауля, 74
  Список литературы к главе 2, 75

ГЛАВА 3. Фазовые диаграммы пар – жидкость, 76
  3.1.Введение, 76
  3.2. Чистые вещества, 78
  3.3. Двухкомпонентные системы, 87
      3.3.1. Диаграмма "давление – удельный объем", 88
      3.3.2. Диаграмма "давление – состав", 89
      3.3.3. Критические кривые, 100
      3.3.4. Диаграмма "давление – температура", 101
  3.4. Трехкомпонентные системы, 108
  3.5. Трехфазное равновесие в двух- и трехкомпонентных системах. Классификация фазовых диаграмм, 113
  Список литературы к главе 3, 121

ГЛАВА 4. Уравнения состояния систем природных углеводородов: теоретические основы, развитие, критический анализ, 122
  4.1. Основные виды уравнений состояния, 122
  4.2. Уравнение Ван-дер-Ваальса, 125
  4.3. Уравнение Редлиха-Квонга и его модификации, 131
  4.4. Уравнение Соаве-Редлиха-Квонга (SRK), 139
  4.5. Уравнение Пенга-Робинсона (PR) и его модификации. использование шифт-параметра для уточнения расчета плотности углеводородных смесей, 141
  4.6. Некоторые другие уравнения состояния, 153
  4.7. Уравнение состояния нефтей и природных газов на основе обобщенного вида кубического уравнения состояния, 160
      Введение, 160
      4.7.1. Форма уравнения и его коэффициенты, 161
      4.7.2. Формулы для чистых веществ, 167
      4.7.3. Формулы для смесей, 186
      4.7.4. Определение параметров уравнения состояния для чистых веществ, 203
      4.7.5. Определение параметров уравнения состояния для смесей, 222
  Список литературы к главе 4, 260

ГЛАВА 5. Задачи, методы и алгоритмы расчета парожидкостного равновесия в многокомпонентных системах, 266
  5.1. Введение, 266
  5.2. Коэффициенты распределения компонентов двухфазной системы, 268
  5.3. Уравнения фазовых концентраций двухфазных систем, 269
  5.4. Стабильность фазового состояния, 272
      5.4.1. Понятие и критерий стабильности фазы, 272
      5.4.2. Метод проверки стабильности фазового состояния многокомпонентных систем, 277
  5.5. Расчет 2-фазного равновесия пар-жидкость смеси заданного состава, 279
      5.5.1. Постановка задачи, 279
      5.5.2. Решение методом последовательных приближений, 280
      5.5.3. Решение методом Ньютона, 286
      5.5.4. Решение методом QNSS (Quasi-Newton Successive Substitution), 290
  5.6. Расчет давления начала конденсации смеси заданного состава, 292
      5.6.1. Постановка задачи, 292
      5.6.2. Решение методом последовательных приближений 292
      5.6.3. Решение методом Ньютона 295
  5.7. Расчет давления начала кипения, 298
      5.7.1. Постановка задачи, 298
      5.7.2. Решение методом последовательных приближений, 298
      5.7.3. Решение методом Ньютона 300
  5.8. Подход к решению задач многофазного равновесия 302
  5.9. Задачи и алгоритмы расчета парожидкостного равновесия в многокомпонентных системах, содержащих воду, 304
      5.9.1. Влагосодержание природных газов. Его оценка методом Бюкачека и поправки на соленость и относительную плотность газа, 304
      5.9.2. Модификация уравнения состояния Пенга-Робинсона для многокомпонентных систем, содержащих минерализованную водную фазу, 308
      5.9.3. Двухфазное равновесие газ – водный раствор, 311
      5.9.4. Двухфазное равновесие углеводородная (УВ) жидкость (нефть) – водный раствор, 314
      5.9.5. Давление начала ретроградной углеводородной (УВ) конденсации в системе природная газоконденсатная смесь - водный раствор, 315
      5.9.6. Давление начала разгазирования в системе УВ жидкая фаза – водный раствор, 317
      5.9.7. Трехфазное равновесие газ – УВ жидкая фаза – водный раствор в системе заданного состава, 318
  Список литературы к главе 5, 320

ГЛАВА 6. Математическое моделирование пластовых УВ смесей, 324
  6.1. Классификация залежей по фазовому состоянию и свойствам пластовых флюидов, 324
  6.2. Понятие модели пластовой смеси, 330
  6.3. Моделирование газоконденсатных систем, 332
  6.4. Моделирование нефтяных систем, 339
      6.4.1. Моделирование пластовой нефти на основе данных исследования глубинной пробы, 340
      6.4.2. Моделирование пластовой нефти на основе рекомбинации газовой и жидкой фаз при двухступенчатом разделении добываемой смеси, 346
  6.5. Методы разбиения на фракции группы Cn+, 351
  6.6. Расчет параметров фракций-компонент модели пластовой смеси, 354
Список литературы к главе 6, 362

ГЛАВА 7. Исследование природных газов. физические основы и математическое моделирование, 365
  7.1. Введение 365
  7.2. Z-фактор (коэффициент сверхсжимаемости). Объемный коэффициент газа, 366
  7.3. Контактная конденсация, 367
  7.4. Дифференциальная конденсация, 375
       7.4.1. Постановка задачи, 375
       7.4.2. Решение в точной постановке, 376
       7.4.3. Приближенное моделирование, 381
       7.4.4. Прогнозирование динамики компонентоотдачи, состава и свойств добываемого газа, 386
  Список литературы к главе 7, 392

ГЛАВА 8. Исследование пластовых нефтей. физические основы и математическое моделирование, 394
  8.1. Введение, 394
  8.2. Давление насыщения нефти газом и pv-зависимости, 395
  8.3. Изотермический коэффициент сжимаемости (объемная упругость), 401
  8.4. Температурный коэффициент объемного расширения, 405
  8.5. Объемный коэффициент и газосодержание. понятия стандартной сепарации и дифференциального разгазирования, 408
  8.6. Сводная информация о видах исследования пластовой нефти и перечень получаемых сведений, 413
  8.7. Результаты моделирования исследований пластовых нефтей с использованием современных термодинамических методов, 415
  8.8. Физические основы и метод оценки минимального давления смешивающегося вытеснения нефти газовыми агентами, 421
       8.8.1. Предварительные замечания, 421
       8.8.2. Физические основы вытеснения нефти газовыми агентами, 421
       8.8.3. Особенности процессов повышения нефтеотдачи с интенсивным межфазным массообменом, 423
       8.8.4. Методика расчета минимального давления смешивающегося вытеснения, 426
       8.8.5. Анализ результатов расчетов фазовых превращений при моделировании процессов вытеснения нефти газами высокого давления, 429
  Список литературы к главе 8, 435
ГЛАВА 9. Влияние гравитационных и капиллярных сил на свойства природных углеводородных смесей: теория и эффекты, 438
  9.1. Равновесие многокомпонентной системы в гравитационном поле, 438
       9.1.1. Введение в проблему, 438
       9.1.2. Постановка задачи, 440
       9.1.3. Решение методом Ньютона, 442
       9.1.4. Оценки влияния гравитационных сил на изменение состава и свойств пластовых нефтей и газоконденсатных систем, 444
  9.2. Равновесие пар-жидкость многокомпонентной системы с учетом капиллярных сил, 457
       9.2.1. Введение в проблему, 457
       9.2.2. Постановка задачи, 459
       9.2.3. Решение методом Ньютона, 460
       9.2.4. Оценки влияния капиллярных сил между паровой и жидкой УВ фазами на их свойства, 464
  Список литературы к главе 9, 473

ГЛАВА 10. Многокомпонентная фильтрация газоконденсатных систем в глубокопогруженных залежах, 476
  10.1. Введение, 476
  10.2. Постановка задачи многокомпонентной фильтрации 477
  10.3. Моделирование фазового состояния 479
  10.4. Относительные фазовые проницаемости 480
  10.5. Нарушение закона Дарси 481
  10.6. Закономерности и особенности разработки залежей 482
       10.6.1. Ненасыщенная газоконденсатная система 482
       10.6.2. Насыщенная газоконденсатная система 485
  10.7. Об интерпретации газоконденсатных исследований скважин, 489
  10.8. Заключение, 489
  Список литературы к главе 10, 490

ГЛАВА 11. Прогнозирование добычи конденсата и оценка конечного коэффициента его извлечения при наличии в пласте остаточной нефти, 491
  11.1. Введение, 491
  11.2. Наличие остаточной нефти - причина отклонений фактических данных от прогнозных величин, 492
  11.3. Методика расчетов, 494
  11.4. Заключение, 498
  Список литературы к главе 11, 498

ГЛАВА 12. Свойства природных углеводородных систем вблизи критической температуры и термогидродинамическое обоснование коэффициента извлечения УВ С5+ высшие, 499
  12.1. Введение, 499
  12.2. Комплексное термогидродинамическое исследование пластового УВ флюида залежи А, 500
       12.2.1. Компонентный состав пластового флюида и термобарические условия в залежи, 500
       12.2.2. Сопоставление результатов экспериментов и расчетов, 500
       12.2.3. Идентификация типа пластового флюида на основе исследования контактной конденсации, 508
       12.2.4. Результаты исследования дифференциальной конденсации, 511
       12.2.5. Новый алгоритм моделирования дифференциального истощения, 522
              12.2.5.1. Постановка задачи и алгоритм вычислений, 522
              12.2.5.2. Относительные фазовые проницаемости для газоконденсатных систем, 525
       12.2.6. Результаты моделирования по предлагаемой методике процесса истощения УВ системы залежи А, 528
  12.3. Комплексное термогидродинамическое исследование пластового УВ флюида залежи Б, 545
       12.3.1. Компонентный состав пластового флюида и термобарические условия в залежи, 545
       12.3.2. Сопоставление результатов экспериментов и расчетов, 549
       12.3.3. Идентификация типа пластового флюида на основе исследования контактной конденсации, 552
       12.3.4. Результаты исследования дифференциального разгазирования, 553
       12.3.5. Результаты моделирования по методике GCVD, 569
  12.4. Заключение, 571
  Список литературы к главе 12, 572




Поиск главная контакты карта сайта