Współczynnik objętościowy

Z Wikipedii, wolnej encyklopedii

Współczynnik objętościowy (ang. bulk volume factor) – bezwymiarowy parametr skalarny odnoszący się do nieruchomego lub przepływającego płynu (wody złożowej, ropy naftowej, gazu ziemnego) wypełniającego przestrzeń porową w ośrodku porowatym lub przestrzeń szczelinową w ośrodku szczelinowym stosowany w hydrodynamice podziemnej oraz inżynierii złożowej.

Definicja[edytuj | edytuj kod]

Współczynnik objętościowy płynu zdefiniowany jest jako stosunek gęstości płynu w warunkach normalnych do gęstości płynu w warunkach złożowych

Podczas eksploatacji złóż podziemnych, w związku z czasowo-przestrzennymi zmianami ciśnienia w ich obszarze współczynnik objętościowy jest na ogół wielkością zmienną. Dotyczy to w szczególności gazów.

Współczynnik objętościowy dla gazu rzeczywistego[edytuj | edytuj kod]

W hydrodynamice podziemnej i inżynierii złożowej termodynamiczne własności gazu rzeczywistego opisuje się następującym równaniem stanu:

lub

gdzie:

– ciśnienie gazu,
– objętość,
masa,
masa molowa,
temperatura,
uniwersalna stała gazowa,
współczynnik ściśliwości gazu zależny od ciśnienia i temperatury oraz składu mieszaniny gazów.

W przypadku gazów rzeczywistych odwrotność współczynnika objętościowego jest quasi-liniową funkcją ciśnienia gazu zgodnie ze wzorem:

gdzie kreska górna oznacza, że dana wielkość dotyczy warunków standardowych.

Zastosowania[edytuj | edytuj kod]

Współczynnik objętościowy stosuje się w równaniach hydrodynamiki podziemnej i inżynierii złożowej opisujących ruch płynów złożowych w przebiegu eksploatacji złóż ropy naftowej, gazu ziemnego oraz podziemnych magazynów gazu.

Służy m.in. do obliczenia ekspansji gazu w złożu (parametr systemu energetycznego złoża):

gdzie:

– współczynnik ekspansji gazu,
– aktualny współczynnik objętościowy mieszaniny gazów,
– początkowy (initial) współczynnik objętościowy mieszaniny gazów.

Bibliografia[edytuj | edytuj kod]

  • Bear J.: Dynamics of Fluids in Porous Media, American Elsevier, New York – London – Amsterdam 1972.
  • Colins R.E.: The Flow of Fluids through Porous Materials, van Nostrand, New York 1961.
  • Katz et al.: Handbook of Natural Gas Engineering, McGraw-Hill, New York 1959.
  • Peaceman D.W.: Fundamentals of Numerical Reservoir Simulation, Elsevier, Amsterdam – Oxford – New York 1977.
  • Sławomirski M.R.: The Simulation of Unsteady Two-Phase Flows through Anisotropic Porous Media Considering Isothermal Condensation of Multicomponent Gas, Archiwum Górnictwa, 31, 1986, s. 191–287.
  • Scheidegger A.E.: Physics of Flow through Porous Media, University of Toronto Press, Toronto 1974.