Фазовое состояние нефтяных углеводородов

При температуре перехода кристаллов нормальных парафиновых углеводородов из одной модификации в другую резко изменяются их теплофизические, оптические, физико-механические и некоторые другие свойства, что имеет большое значение с точки зрения применения этих углеводородов. Так, нефтяной парафин в твердом состоянии может существовать в двух аллотропных формах гексагональной и орторомбической [10]. Первая модификация существует при повышенных температурах вплоть до температуры плавления парафина и характеризуется волокнистым, рыхлым строением кристаллов, придающим продукту пластичность. Кристаллы парафина, имеющие гексагональную структуру, слипаются при сжатии. Другая модификация — орторомбическая, стабильная при пониженной температуре, сохраняется до температуры фазового перехода и характеризуется пластинчатым строением кристаллов. Этой модификации присущи свойства кристаллического тела, обладающего твердостью, хрупкостью и [c.121]

При прогнозировании фазового состояния нефтяных систем, как и в случае описанных выше газоконденсатных смесей, обоснованными представляются два подхода к построению моделей пластовых нефтей. Согласно первому из них на фракции разбивается вся группа 0 + пластовой смеси. Этот способ является наиболее общим и не зависит от того, вьщелены или нет углеводороды С , С и т-Д- в дегазированной нефти (а, следовательно, и в пластовой нефти). Новым важным моментом в данном подходе является то, что в отдельную фракцию вьщеляются углеводороды С5 +, содержащиеся в газе стандартной сепарации. [c.159]

Нефти содержат твердые углеводородные частицы, построенные из молекул н-парафинов, высокомолекулярных ароматических или нафтеновых углеводородов. Эти частицы составляют дисперсную фазу в нефти, а сама жидкая часть нефти составляет дисперсионную среду. При нагревании нефти как дисперсной системы в ней меняется структура твердых частиц и это может влиять на свойства нефтяной дисперсной системы. При нагревании твердых н-парафиновых углеводородов с числом атомов С в молекуле от 16 до 24 и выше в них проявляется от одной до пяти модификаций (С. И. Колесников). В твердых н-парафиновых углеводородах при их нагревании или охлаждении происходит последовательно переход от одной структуры к другой в соответствии с правилом Оствальда, которое гласит В случае возможности протекания ряда фазовых переходов от менее устойчивого состояния к более устойчивому обычно вначале образуется более устойчивая модификация, а не самая устойчивая . [c.174]

ФАЗОВОЕ СОСТОЯНИЕ НЕФТЯНЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ [c.30]

Вопросы фазового равновесия легких углеводородов важны также для определения фазового состояния углеводородов, находящихся в нефтяных и газоконденсатных залежах. [c.3]

Другая причина быстрого уменьшения количества битумоида— изменение физических свойств и фазового состояния смол и асфальтенов после эмиграционной потери основной части углеводородов при дальнейшем повышении температуры. Значительная часть асфальтово-смолистых компонентов, испытывая термодеструкцию с образованием низкокипящих нефтяных углеводородов и газов, снова переходит в нерастворимое состояние, входя в состав нерастворимого керогена. Остающийся в небольшом количестве битумоид представлен в основном углеводородами, в которых с ростом глубины и температуры возрастает количество алканов и аренов и уменьшается — цикланов. [c.51]

Рис. 2.27. Классификация залежей по фазовому состоянию углеводородов залежи а) нефтяные б) газонефтяные в) нефтегазовые г) газовые й) газоконденсатно-нефтяные е) нефтегазоконденсатные

На рис. 33 изображена диаграмма фазовых состояний в виде треугольника, углы которого обозначают А—смесь ароматических углеводородов, Б—фракция, совершенно не содержащая ароматических углеводородов, и В—чистый растворитель. Если мы исходим из нефтяной фракции Г (62,5% ароматических молекул) и прибавляем растворитель, то состав изменяется по кривой ГВ. [c.144]

С середины 70-х годов уравнения состояния Ван-дер-Ваальсового типа являются основой моделирования фазового состояния и теплофизических свойств газовых, газоконденсатных и нефтяных смесей при проектировании разработки и эксплуатации месторождений природных углеводородов, процессов Промысловой обработки и заводской переработки добываемого сырья. [c.32]

Наличие надежных уравнений состояния не означает, что снижается необходимость в проведении экспериментальных исследований фазового состояния газоконденсатных и нефтяных систем. Наоборот, именно комплексное использование данных экспериментальных исследований и математического моделирования позволяет получать и анализировать надежную информацию о свойствах систем природных углеводородов в широком диапазоне их компонентного состава и термобарических условий. [c.169]

Геохимические данные о содержании легкокипящих углеводородов можно использовать для прогнозирования фазового состояния углеводородов в залежах первичных газоконденсатов (без нефтяной оторочки) вторичных газоконденсатов (с нефтяной оторочкой) нефтей. [c.36]

Показано, что использование инструментальных методов (капиллярная газожидкостная хроматография, количественная ИК-спектро-фотометрия, хромато-масс-спектрометрия, пирометрические исследования по стандартной методике и другие) позволяет получать детальную геохимическую информацию, необходимую как для выделения глубинных зон и областей вероятной аккумуляции углеводородов, так и для уточнения фазового состояния флюида в залежи. Совершенствование методики оценки продуктивности вскрытого разреза по результатам геохимического анализа проводилось по материалам поисковых площадей и нефтяных месторождений северо-восточной и восточной частей Прикаспийской впадины, ее Ожно-Эмбенского района и других территорий. [c.2]

Низкотемпературная устойчивость нефтяных дисперсных систем связана с их фазовым переходом из жидкого состояния в твердое за счет кристаллизации углеводородов в системе и образования новой фазы. [c.76]

Статьи сборпика представляют также интерес для нефтепромысловых работников, занимающихся изучением фазового состояния углеводородов в нефтяных и газо-конденсатпых залежах. [c.2]

Нефтегазоконденсатные смеси — это сложнейшие системы, состоящие из углеводородов и неуглеводородных компонентов. Поскольку нефтяные и газоконденсатные системы состоят из десятков углеводородов различного строения, то в расчетах фазового состояния используют модели пластовых смесей. Обычно в этих моделях реальными компонентами являются N2, СО2, НзЗ, СН4, СгНб. СзН , /-С4Н10, ИС4НЮ, а также, если вьщелены, то и углеводороды с чис- [c.149]

На основании прогноза фазового состояния углеводородов по геолого-геохимическим данным следует ожидать нефтяные и газонефтяные сокпления в нижней части разреза венда. Плотность жидких углеводородов средняя - 0,86-0,88 г/см . Наиболее крупные залежи ожидаются на поднятиях в Пешском районе. Они могут быть связаны с пограничными структурами на стыке с Сафоновским прогибом (М.Б.Келлер и др., 1994 г.). [c.33]

Ранее мы уже говорили о том, что особое место в проблеме раздельного прогноза нефтегазоносности недр занимают задача распознавания типов углеводородных залежей по их фазовым состояниям в ловушках и что при решении этой задачи высокой информативностью обладают легкокипящие углеводороды или бензиновые фракции состава С5 - Св нефтей и газоконденсатов. Например, конденсаты с нефтяными оторочками - вторичные газоконденсатные залежи - и без них - первичные газоконденсатные залежи - обладают особенностями в концентрационном распределении отдельных индивидуальных углеводородов. По этим же показателям дифференцируются и залёжи вторичных газоконденсатов и нефтей. Ясно, что различия в концентрационном распределении легкоки-пящих углеводородов зависят не только от фазового состояния углеводородов в залежи, но и от геохронотермобарических факторов. [c.30]

При проведении прогноза фазового состояния углеводородов в это уравнение подставлялись геохимические и геохронотермобарические данные и вычислялось значение прогнозной характеристики ТЗ. Если это значение составляло 0-03, экзаменуемая залежь называлась первичной газоконденсатной, 0,3-0,8 - вторичной газоконденсатной, 0,8-1 - нефтяной. [c.31]

Углеводороды по своему составу характеризуются рядом особенностей. Во фракционном составе последних максимальный выход соответствует температуре 20O-300 °С, конец кипения 550- °С и выше. В составе флюидов обычно присутствуют смолисто-асфальте-новые вещества. В ряду нормальных алканов, имеющих протяженность до и выше, отмечаются две группы флюидов с максимумом на 5+ -12 причем положение максимума не связано с фазовым состоянием углеводородов в залежах. Так, на Зайкинском месторождении в явно Нефтяном по испытанию объекте (шестой горизонт) максимум приходится на в газоконденсатном объекте первый oihieKT) - на q jj. В конденсате пермских отложений Карачаганакского месторождения максимум в ряду н-алканов приурочен к f , а в нефти и конденсате отложений карбона к (29 12 глубоко-залегаюпщх месторождениях отсутствуют различия между нефтью и конденсатом и по наличию или отсутствию сложных бициклических структур в составе аренов. [c.29]

Возможный характер проявления кризисных состояний в нефтяных дисперсных системах при изменении условий их существования представлен на рис. 7,3, а. Участки KI, КП и KIII соответствуют кризисным состояниям системы и точки и характеризуют начало и конец каждой области. Исходная точка может соответствовать нулевому значению на пересечении координатных осей либо, учитывая предлагаемые рассуждения об остаточной энтропии , может быть смещена по ординате. Для примера на рис. 7.3, б представлена кривая, характеризующая типичный фазовый переход первого рода чистого вещества, например индивидуального углеводорода. Как видно, энтропия испытывает резкий скачок при определенном значении температуры. [c.181]

О рациональных формах уравнения при обработке данных в состоянии фазового равновесия жидкость-пар чистых веществ, ВОЙТЮК Б.В., ХМАРА Ю.И. Сб.пФеплофизические свойства углеводородов, их смесей, нефтей и нефтяных фракций , вып.1. 1973. [c.256]

Залежи нефтяного переходного состояния иначе можно назвать залежами летучих нефтей (зарубежный термин "volatile oil"). Они характеризуются значительным содержанием в пластовой нефти газообразньк и легкокипящих углеводородов и высокими значениями пластовых давлений и температур. Критическая температура летучей нефти ненамного выше пластовой температуры. В околокритической зоне двухфазной об-ласти фазовой диаграммы линии равного объемного содержания жидкой фазы (изоплеры) располагаются близко друг к другу. Это объясняет то, что при снижении давления ниже давления начала кипения происходит бурное разгазирование пластовой смеси, что негативно сказывается на нефтеотдаче при разработке залежей летучих нефтей. [c.147]

Успешное применение различных уравнений состояния для расчета фазовых презращений природных газоконденсатных и нефтяных систем при исследовании проиессов добычи, транспорта и переработки углеводородного сырья во многом зависит от точности определения содеряюния в пластовой смеси и свойств высококипящих углеводородов, которые при изучении химического состава природных систем, как правило, объединяются в группу "пентаны плюс высококипящие (С ). Анализ отечественных и зарубежных исследований показывает, что попытки присвоения группе С физикохимических свойств какого ибо чистого углеводорода или некоторого псевдокомпонента, значения свойств которых остаются пос-тоян йши при изменении давления и температуры, приводят к рез-ком г увеличению погршности расчетов парожидкостного равновесия. Это связано с тем, что в процессе фазовых превращений в каждой из равновесных фаз происходят изменения свойств С , учесть которые можно только в результате замены группы С на отдельные. подгруппы (фракции, выделенные при разгонке конденсата или нефти). Свойства каждой такой подгруппы, рассматриваемой в качестве компонента пластовой смеси, принимаются постоянными при изм нении давления и температуры и одинаковыми в смеси и в равновесных фазах, на которые она распадается. [c.14]