Capillary adsorption effects in gas condensate systems in tight rocks

• Autorzy: Nagy S.

Warianty tytułu

PL

Zjawiska adsorpcyjne i kapilarne w układach gazowo-kondensatowych w zbitych skałach porowatych

• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

This paper summarizes some experimental work performed with a porous media core in the PVT cell and discusses impact adsorption/capillarity and gravity phenomena on the Vapour-Liquid Equilibria (VLE) properties of gas condensate and near-critical oil systems. The influence of adsorption/capillary effects is investigated theoretically using the cubic equation of state (CEOS) and a modified Kelvin equation. Computation of saturation-curve movement under the curvature of porous media and other volumetric end phase equilibrium parameters arc discussed.

PL

W klasycznym ujęciu termodynamicznym w zakresie wksności PVT i równowagi fazowej ciecz-para (VLE) pomijany jest efekt segregacji grawitacyjnej, oddziaływań zjawisk kapilarnych czy wpływ zmienności temperatury złożowej na ciśnienie nasycenia (ciśnienie rosy - kondensacji, i ciśnienie pęcherzyków - wrzenia), temperaturą krikondenternu czy ciśnienie krikondenbaru. Przypomnieć należy sprzeczne wnioski dotyczące zakresu oddziaływania struktury porowej na zjawisko zmienności składu spowodowane np. kondensacją kapilarną. Badania rosyjskie i amerykańskie (Trcbin, Zadara 1968; Sadyk-Zada 1963, 1968; Tindy, Reynal 1966) wykazywały istotny wpływ zjawisk kapilarnych na krzywą nasycenia. Trebin i Zadara (1968) pokazali, że ciśnienia nasycenia układu gazowo-kondensatowego w obecności ośrodka porowatego sąo 10-15% wyższe od obserwowanych w zwykłej komorze PVT. Tindy i Rcynol (1966) wskazali, że ciśnienia nasycenia ropy naftowej w obecności ośrodka porowatego są o kilka procent wyższe od ciśnień pomiarowych bez obecności skały porowej. Inne badania amerykańskie i kanadyjskie (Smith, Yarborough 1968; Wcinang, Cordcll 1949; Oxford i Huntington 1953; Singmund et al. 1973) wskazują na brak istotnego wpływu wielkości średniego promienia porowego na wielkość ciśnienia nasycenia. Sigmundct al. (1974) pokazali, że przyczyną powodującą rzekomy wpływ struktury na ciśnienie nasycenia jest fakt, iż płyn nic był przemieszczany w ośrodku porowatym i dlatego wykonali oni analogiczne badania z recyrkulacją płynu węglowodorowego przez ośrodek porowaty. Efekt kapilarny jest istotny w przypadku bardzo dużych krzywizn (tzn. promienie porowe rzędu 10~5-l(T7 cm). Dodatkowo Sigmund i inni twierdzą, że takie krzywizny mogą być niedostępne dla układów o zwilżalności hydrofilnej, w których istnieją duże wartości nasycenia wodą resztkową Swi. Z kolei badania chińskie Yan (1988) wskazują na przesunięcie w górę krzywych nasycenia. Badania te wskazują, że proces kondensacji wstecznej jest przyspieszany, a punkt rosy ma ciśnienie wyższe w odniesieniu do układu bez ośrodka porowatego. Z kolei inni Chińczycy Zu i Huang (1988) wyciągnęli konkluzją, że ciśnienie rosy w układzie ośrodka porowatego było nieco niższe niż w układzie bez ośrodka porowatego, a w pobliżu punktu krytycznego stopień wpływu był mały. W ocenie autora część badań eksperymentalnych prowadzona była przy wykorzystaniu ośrodka porowatego o cechach nie występujących często w warunkach złożowych. Zastrzeżenia można mieć szczególnie do wyboru piasku czy słabo zwięzłych piaskowców o przepuszczalności powyżej 250 mD. Kwestią dyskusyjną jest przyjęcie warunków dynamicznej wymiany płynów (cyrkulacji) w komorze PVT w trakcie wykonywania pomiarów ciśnienia nasycenia (Sigmund et al. 1974). Otwartą kwestią jest również, zdaniem autora, występowanie układów o małym promieniu hydraulicznym (poniżej 10 (im) w przyrodzie w skałach poniżej 3000 m o zwilżalności hydrofobowej, co kwestionuje Sigmund (1974). Rozważania dotyczące występowania zwilżalności hydrofilnej w skałach o biogenicznym pochodzeniu gazu powstałego na skutek degeneracji materii organicznej przez organizmy anacrobowc i w skałach o termogenicznym pochodzeniu gazu powstałego przez biodegradacją związanych ciekłych węglowodorów oraz identyfikacji in situ typu zwilżalności w takich układach znaleźć można w pracy Dcbrandcsa i Bassiounicgo (1990), Sasscna (1988). W złożach głębokich poniżej 3000 m z uwagi na panujące warunki ciśnienia i temperatury resztki bitumiczne i siarka mogą pokrywać pory filmami hydrofobowymi. Woda w tym przypadku nie jest wodą związaną. Również opinie Lee (1989) i Guo (1986) potwierdzają konieczność uwzględnienia oddziaływań kapilarnych dla skał głęboko położonych o niskiej przepuszczalności. Zjawiska adsorpcji mają znaczny wpływ na rozkład zasobów złóż gazu i ropy, gazu ziemnego z pokładów węgla czy też złóż geotermalnych. Proces adsorpcji (desorpcji) wewnątrz ośrodka porowatego różni się w znacznym stopniu od adsorpcji na powierzchni z dwóch zasadniczych powodów (rys. 1): a) występowania naturalnej krzywizny porów, w których może występować zjawisko kondensacji kapilarnej, b) możliwości dostępu do określonych porów są ograniczone wpływem topologii sieci połączeń, co powoduje zjawisko blokowania niektórych porów. Zjawiska adsorpcji zachodzące w ośrodkach porowatych były przedmiotem wielu monografii (m.in. Dcfay, Prigoginc 1966; Adamson 1990; Dullien 1992). Stan prac w zakresie adsorpcji ocenić można w artykułach Shapiro, Stenby (1996, 2000, 2001), Guo et al. (1966) oraz Satik, Horne, Yortsos (1995), Yortsos, Stubos (2001). Zjawisko adsorpcji i wpływ sił kapilarnych uzupełniają się wzajemnie, w obszarach gdzie napięcie powierzchniowe zanika pojawia się większy wpływ sił adsorpcyjnych (np. w pobliżu punktu krytycznego). Wyróżnić należy dwa rodzaje modeli adsorpcyjnych: modele opisujące adsorpcją w pojedynczej kapilarze i modele uwzględniające krzywiznę ośrodka porowatego składającego się z wielu porów. Na rysunku 2 pokazano najważniejsze charakterystyczne zjawiska dotyczące adsorpcji i kondensacji w ośrodku porowatym w pobliżu krzywej nasycenia. Wydaje sią, że najlepiej opisuje te zjawiska model FHH (Frankela-Halscy'a-Hilla) (Adamson 1990), przynajmniej w wysokich i średnich zakresach ciśnień. Jako alternatywą modelu FHH można przyjąć model de Bocra et al. (1956). Kondensacją kapilarną opisuje się zwykle zmodyfikowanym równaniem Kelvina (Adamson 1990) (równania 3-6). Odpowiednie badania eksperymentalne grubości filmu adsorpcyjnego w ośrodku porowatym w wysokich ciśnieniach zamieszczono na podstawie pracy Grcgga i Singa (1982) (tabl. 2 i rys. 3). Model równowagi termodynamicznej ciccz-para w ośrodku porowatym przedstawiono w równaniach 8-18. Jego modyfikacja w postaci zmiany sposobu liczenia stałej równowagi fazowej K jest przedstawiona w wyprowadzeniu w równaniach 19-24. Równanie 24 pokazuje zmianą fuga-tywności składnika układu w fazie ciekłej związanego z krzywizną układu. W równaniach 25-27 pokazano nowe kryteria dla obliczania równowagi ciecz-para z uwzględnieniem kondensacji kapilarnej, zaś równania 28 i 29 definiują nową postać stałej równowagi ciccz-para w funkcji zarówno składu układu, ciśnienia i temperatury, jak również średniego promienia kapilarnego (zdefiniowanego poprzez równanie Laplacc'a). Przedstawiony został nowy algorytm obliczenia krzywej rosy kondensacji kapilarnej w zbitych skałach porowatych. Przedstawiono nową postać znanego równania bilansowego Rachforda-Ricc'a dla obszaru kondensacji kapilarnej (rów. 30). Wyprowadzono nową postać kryterium płaszczyzny stycznej Gibbsa dla kondensacji kapilarnej na podstawie modeli Michclsena (1982a). Teoretyczne wyprowadzenia zastosowano praktycznie do obliczeń równowagowych dla trzech układów gazowo-kondensatowych i ropy naftowej (mixture 1-3). Obliczenia wykonano przy użyciu dwóch podobnych równań stanu typu Pcnga-Robinsona (1976). Zastosowano równania VTPT (Tai-Chen 1998) oraz Magoulasa, Stamatakiego (1990). Do obliczeń wykorzystano również model Whitsona (1990) rozdzielający nieznany skład frakcji C-]+ na szereg pseudoskładników (do C2o+), co umożliwiło znaczne zwiększenie dokładności obliczeń. Krytyczne parametry otrzymanych pseudoskładników określano w oparciu o korelacje Sima, Daubera (1980), Razi, Daubcra (1980) i Wina (1957). Obliczenia napięcia powierzchniowego przeprowadzono w oparciu prace Fanchiego (1990), Danesha et al. (1991), testując model na danych Firozabadiego et al. (1988) (tabl. 12). Na rysunkach 6-32 przedstawiono wpływ zakrzywienia powierzchni porowych i adsorpcji na własności układu ciecz-para dla trzech wymienionych składów w różnych ciśnieniach i temperaturach. Wpływ zakrzywienia powierzchni jest zauważalny dla promienia porowego mniejszego niż 10~5 cm i jest znaczny w przypadku promienia większego niż 10~7 cm. Obserwuje się widoczne przesunięcie punktu krikondentermu w odniesieniu do układów gazowo-kondensatowych (rys. 27), a krzywa nasycenia jest bardziej wypukła. Przesunięcie obserwowane w odniesieniu do składu nr 3 wynosiło 13°C. W odniesieniu do układów lekkiej ropy naftowej obserwuje się obniżenie krzywej nasycenia (krzywej pęcherzyków) (rys. 15, 16) nawet o 23 bary (w odniesieniu do składu 2). Jeśli chodzi o zmianę składu gazu, największe zmiany obserwuje się w odniesieniu do metanu i węglowodorów ciężkich (do 13% w fazie gazowej). W fazie ciekłej obserwuje się przyrost zawartości metanu i spadek zawartości węglowodorów ciężkich (nawet o 17%). Zmiany w składzie węglowodorów C?-C6 są nieznaczne. Obserwowany wypływ zjawisk kapilarnych i adsorpcyjnych na gęstość fazy ciekłej jest znaczący. Obserwowano redukcję gęstości od 0,57 do 0,49 g/cm . Wynik ten jest związany ze wzrostem zawartości metanu w fazie ciekłej o 14%. Jak pokazano w artykule, obserwowane efekty kapilarne i adsorpcyjne mająbardzo duży wpływ na zachowanie się układów dwufazowych w przypadku skał zwięzłych o średnim promieniu porowych mniejszym niż 150 o 10~8 m, co odpowiada efektywnej przepuszczalności skał poniżej 0,5 Ś 10~3 (.im2 (0,5 mD). Część zasobów gazu kondensowanego w tych złożach zostanie na stałe zaadsorbowana i desorpcja części zasobów może nastąpić dopiero w ostatnim etapie eksploatacji złoża.

Słowa kluczowe

EN

adsorption; Kelvin; cubic equation of state; porous media; condensate gas; vapour-liquid equilibria

PL

adsorpcja; ciśnienie kapilarne; równanie Kelvina; równanie stanu; środek porowaty; gaz kondensatowy; równowaga ciecz-para

• Wydawca: Instytut Mechaniki Górotworu PAN
• Czasopismo: Archives of Mining Sciences
• Rocznik: 2002
• Tom: Vol. 47, nr 2
• Strony: 205--253
• Opis fizyczny: Bibliogr. 104 poz., rys., tab., wykr.

Twórcy

autor

Nagy S.

• Wydział Wiertnictwa Nafty i Gazu, Akademia Górniczo-Hutnicza, 30-059 Kraków, Al. Mickiewicza 30

Bibliografia

• [1] Abual Al-Rub F.A., Datta R., 1998. Theoretical Study of Vapor Pressure of Pure Liquids in Porous Media. Fluid Phase Equilibria Vol. 147, p. 65-83.
• [2] Adamson A.W.,1990. Physical Chemistry of Surfaces. J. Wiley & Sons Inc.
• [3] Ahmed T., 1989. Phase Hydrocarbon Equilibria. Gulf Publishing Co., Tulsa.
• [4] Ahmed T., Cady, G., Story A., 1985. A Generalized Correlation for Characterizing the Hydrocarbon Heavy Fractions. Paper SPE 14266.
• [5] Amyx J.W., Bass D.M., Whiting R.L., 1960. Petroleum Reservoir Engineering Physical Properties. McCraw Hill Book.
• [6] Arbarbi S., Firoozabadi A., 1995. Near-critical Phase Behavior of Reservoir Fluids Using Equations of State. SPE Advanced Technology Series Vol. 3, No. 1, p. 139-145.
• [7] Behrens R., Sandler S., 1986. The Use of Semi-continuous Description to Model the C7+ Fraction in Equation of State Calculation. Paper SPE/DOE 14925.
• [8] Bertrand E., Bonn D., Broseta D., Mcunier J., 1999. Wetting of Hydrocarbon Mixtures on Water Under Varying Pressure or Composition. Journal of Petroleum Science Vol. 24 (1999), p. 221-230.
• [9] Brusilovsky A.I., 1990. Mathematical Simulation of Phase Behavior of Natural Multicomponent System of High Pressure Using Equation of State. SPE 20180.
• [10] Caus in E., Consoloni C., 1996. Evaluation of Heterogeneities & Composition Profiles of Hydrocarbon Mixtures in Reservoir: A New Analytical Approach. SPE 96824.
• [11] Creek J.L., Sakrader M.L., 1985. East Painter Reservoir: An Example at a Compositional Gradient from a Gravitational Field. SPE 14411.
• [12] Dąbrowski A., 2001. Adsorption - From Theory to Practice. Advances in Colloid and Interface Solids Vol. 93, p.135-224.
• [13] Danesh A., Henderson G.D., Krinis D., Paden J.M., 1988. Experimental Investigation of Retrograde Condensation in Porous Media at Reservoir Conditions. SPE 18316.
• [14] Danesh A.S., Dandekar A. Y., Todal A.C., Sarkar R., 1991. A Modified Scaling Law and Parachor Method Approach for Improved Prediction of Interfacial Tension of Gas-Condensate System. SPE 2270.
• [15] Danesh A., Xu D.H., Todal A.C., 1990. An Evaluation of Cubic Equations of State for Phase Behavior Calculation Near Miscibility Conditions. SPE.
• [16] Defay R., Prigoginc I., 1966. Surface Tension and Adsorption. Longmans, London.
• [17] Desbrandes R., Bassiouni Z., 1990. In Situ Wettability Determination in Gas Reservoirs. SPE 19058.
• [18] Dullien F.A.L., 1992, (ed). Porous Media. Fluid Transport and Pore Structure. 2nd Ed., Academic Press, Inc.
• [19] Economides M.J., Miller F.G., 1986. Geothermal Reservoir Evaluation Considering Fluid Adsorption and Composition. SPE Res. Eng., March 1986, p. 131-147.
• [20] Edmister W.C., 1961. Applied Hydrocarbon Thermodynamics. Gulf Publishing Company, vol. 1, Houston.
• [21] Edmister W.C., 1974. Applied Hydrocarbon Thermodynamics. Gulf Publishing Company, vol. 2, Houston.
• [22] Everett D.H., 1972. IUPAC manual of symbols and terminology for physicochemical quantities and units. App. II, Part I, Pure Appl. Chem. Vol. 21, p. 584-594.
• [23] Fanchi J., 1990. Calculation of Parachors for Compositional Simulation: An Updated. SPE Res. Eng., p. 433- 436, SPE 19453.
• [24] Firoozabadi A., 1988. Reservoir-Fluid Phase Behavior and Volumetric Prediction With Equation of State, J.P.T., April 1988, p. 397-406.
• [25] Firoozabodi A., Katz D.L., Soroosh H., Sajjadin A., 1988. Surface Tension of Reservoir Crude Oil/Gas Systems Recognizing the Asphalt in the Heavy Fractions. SPE.
• [26] Greenkorn R.A., 1983. Flow Phenomena in Porous Media. Dckker, New York.
• [27] Guo P., Sun L.T., Sun L., 1996. Studies of the Effect of Capillary Pressure on Condensate Oil & Gas Phase Behavior in Porous Media. [In:] Guo P., Sun L., Li S., 1996, SPE 35644.
• [28] Guo T.M., 1983. Vapor-Liquid Equilibrium & Rectification of Multicomponent, Being, Chem. Industry Publishing. [In:] Guo P., Sun L., Li S., 1996, SPE 35644.
• [29] He G.S., Reservoir Physics, Petroleum Industry Publishing House, 1994. [In:] Guo P., Sun L., Li S., 1996, SPE 35644.
• [30] He G.S., Sun Le, Huang Y. et al., 1992. A Modified Cubic Equation of State and the Application to the Phase Equilibrium Calculations of the Gas Condensate Fields. SPE 22418.
• [31] He J.C., Li S.L. et al., Studies of Read Dew Point in Gas Condensate, Natural Gas Industry, 1995. [In:] Guo P., Sun L., Li S., 1996, SPE 35644.
• [32] Hocier L.,. Whitson C.H, 2000. Compositional Grading - Theory and Practice. SPE 63085.
• [33] Hoffman A.E., Crump J.S., Hocott C.R., 1953. Equilibrium Constants for Gas-Condensate System. Pet. Trans. AIME Vo. 198, p. 1.
• [34] Holt T., Linderberg E., Ratkje S.K., 1983. The Effect of Gravity and Temperature Gradients on Methane Distribution in Oil Reservoirs. SPE 11761.
• [35] Huang W.W., 1985. Some Experience with a Critical Reservoir Fluid. SPE 14415.
• [36] Hubert M.K., 1956. Darcy’s Law and the Field Equations of State of Underground Fluids. Trans. AIME Vol. 198.
• [37] Huntington R.L., 1950. Natural Gas and Natural Gasoline. McGraw Hill Book Co.
• [38] Jhaveri B.S., Youngren G.K., 1988. Three Parameter Modification of the Peng Robinson Equation of State to Improve Volumetric Predictions. SPE Res. Eng., (Aug. 1988), p. 33.
• [39] Jun W.Y., Huang Y.Z., 1988. The Influence of Porous Media on Gas Liquid Phase Transition Process, Petroleum Exploration & Exploitation, 1988. [In:] Guo P., Sun L., Li S., 1996, SPE 35644.
• [40] Katz D.L., Firoozabadi A., 1978. Predicting Phase Behavior of Condensate/Crude Oil Systems Using Methane Interaction Coefficients. J.P.T. Vol. 20, p. 1649-1655.
• [41] Kingston P.E., Niko H., 1975. Development Planning of the Brent Field. 1975.
• [42] Kordas A.K., Magoulas S., St am a taki D. Tassios, 1995. Methane-hydrocarbon interaction parameters correlations for the Peng-Robinson and the t-mPR equation of state. Fluid Phase Equilibria Vol. 112, p. 33-44.
• [43] Lee S.T., 1989. Capillary - Gravity Equilibria for Hydrocarbon Fluids in Porous Media. SPE 19650.
• [44] Leverett M.C., 1941. Capillary Behavior in Porous Solids. Trans. AIME Vol. 142, p. 152-169.
• [45] Li D., 1994. Curvature Effect on the Phase Rule Fluid Phase Equilibrium. [In:] Guo P., Sun L., Li S., 1996, SPE 35644.
• [46] Martin J.J., 1979. Cubic equation of state-which? Ind. Eng. Chem. Fundam. Vol. 18, p. 81-97.
• [47] McCain W., 1990. The Properties of Petroleum Fluids. Tulsa.
• [48] Michelsen M.L, 1982a. The Isothermal Flash Problem I. Stability analysis. Fluid Phase Equilibria Vol. 8, p. 1-19.
• [49] Michelsen M.L, 1982b. The Isothermal Flash Problem I. Phase Split Calculation. Fluid Phase Equilibria Vol. 8, p. 21-40.
• [50] Michelsen M.L, 1985. Saturation Point Calculations. Fluid Phase Equilibria Vol. 23, p. 181-192.
• [51] Michelscn M.L., 1984. Calculation of Critical Points and Phase Boundaries in the Critical Region. Fluid Phase Equilibria Vol. 16 (1984), p. 57-76.
• [52] Montel F., Gouel P.L., 1985. Prediction of Compositional Grading in a Reservoir Fluid Column. SPE 14410.
• [53] Nagy S., 1992a. The Influence of Hydrocarbon Condensation on Natural Gas Throttling Temperature. Archiwum Termodynamiki Vol. 12, No. 1-4, p. 101-116.
• [54] Nagy S., 1992b. Isenthalpic Throttling Effect in Multiphase and Multicomponent Systems. Archiwum Termodynamiki Vol. 12, No. 1-4, p. 116-128.
• [55] Nagy S., 1996. The Modeling of the Composition Changes in the Gas-condensate System. Archives of Mining Sciences Vol. 41, Iss.3, p. 275-290 (in Polish).
• [56] Ncvcux A.R., Sakthikumar S., Noiray J.M., 1988. Delineation and Evaluation of North Sea Reservoir Containing Near- Critical Fluids. SPERE.
• [57] Oxford C.W., Huntington R.L., 1953. Vaporization of Hydrocarbons from an Unconsolidated Sand. Trans. AIME (1953) Vol. 198, p. 318-322.
• [58] Patel N.C., Teja A.S., 1982. A new cubic equation of state for fluids and fluids mixtures. Chem. Eng. Sci. Vol. 37, p. 463-473.
• [59] Pedersen K., Thomassen P., Fredenslund A., 1982. Phase Equilibria and Separation Processes. Report SEP 8207, Hojskole.
• [60] Pedersen K.S., Thomassen P.T., Fredenslund A., 1989a. On the Danger of Tuning Equation of State Parameters. SPE 14487.
• [61] Pedersen K.S., Thomassen P., Fredenslund A., 1996. Adjustment of C7+ Molecular Weights in the Characterization of Petroleum Mixtures Containing Heavy Hydrocarbons. Instituttet for Kemiteknit (papier SPE nr 16036).
• [62] Pedersen K.S., Fredenslund Aa., Thomassen P., 1989b. Properties of Oils and Natural Gases. Gulf Publishing Co., Houston, Tx.
• [63] Peneloux A., Rauzy E., Freeze R., 1982. A Consistent Correction for Redlich-Kwong-Soave Volumes. Fluid Phase Equilibria Vol. 8, p. 7-23.
• [64] Peng D.Y., Robinson D.B., 1976. A New Two Constant Equation of State. Ind. Eng. Chem. Fundam. Vol. 15, p. 59.
• [65] Ping Suo, Sundiongton,Li Shi1an, Sun Lei, 1996. A Theoretical Study of the Effect of Porous Media on the Dew Point Pressure of a Gas Condensate. SPE 35644.
• [66] Razi M.R., Daubert T.E., 1980. Prediction of the Composition of Petroleum Fractions. Ind. Eng. Chem. Proccsss Dcs. Dev Vol. 19, p. 289.
• [67] Reid R.C., Model I M., 1974. Thermodynamics & Applications. Ch. 11, Prentice Hall.
• [68] Reid R.C., Prausnitz J.M., Polling B.E., 1987. The Properties of Gases and Liquids. McGraw Hill, New York.
• [69] Riemans W.R., Schulte A.M., de Jong L.N.J., 1988. Birba Field PVT Variations Along the Hydrocarbon Column and Confirmatory Field Tests. J.P.T., p. 83-88.
• [70] Sadyk K., Zadc E.S., 1968. A Study of the Process at Equilibrium Rate Attainment During Condensate System. Neft i Gaz.
• [71] Sadyk K., Zade E.S., 1963. Determination of the Beginning of Condensation in the Presence of Porous Media. Neft i Gaz.
• [72] Saedi A., Handy L.L., 1985. Flow and Phase Behavior of Gas Condensate and Volatile Oil in Porous Media. SPE 4891.
• [73] Sarkar R., Danes h A.S., Todd A.L., 1991. Phase Behavior Modeling of Gascondensate Fluids Using an Equation of State. SPE 22714.
• [74] Sassen R., 1988. Recent Hydrocarbon Alteration Sulfate Reduction and Formation of Elemental Sulfur and Metal Sulfide in Salt Dome Cap Rock, Chemical Geology.
• [75] Satik C., Horne R.N., Yortsos Y.C., 1995. A Study of Adsorption of Gases in Tight Reservoir Rocks. SPE 30732.
• [76] Shang S., Horne R.N., Ramey H., 1995. Water Vapor Adsorption on geothermal Reservoir Rocks. Geothermics Vol. 24, No. 4, pp. 523-540.
• [77] Shapiro A. A., Stanby E.H., 1996. Effect of Capillary Forces & Adsorption on Reserves Distributions. SPE 36922.
• [78] Siemek J., Dawidowicz, S. Nagy S., Rybicki C., 1987. Thermodynamic Problems of Hydrocarbon Reservoir Exploitation. Materiały XII Zjazdu Termodynamików, Częstochowa-Kozubnik, p. 581(In Polish).
• [79] Siemek J., Nagy S., 2001. The Early Time Condensation In The Near Well Zone During Non-Stationary and Non-Isothermal Flow of Gas Condensate System. Archives of Mining Vol. 20, Iss. 3.
• [80] Sigmund P.M., Dranchuk P.M., Morrow N.R., Purvis R.A., 1973. Retrograde Condensation in Porous Media. SPEJ.
• [81] Sim W.J., Daubcrt T.E., 1980. Prediction of Vapor-Liquid Equilibria of undefined Mixtures. Ind. Eng. Chem. Process Des. Dev. Vol. 19, 1090, p. 386-393.
• [82] Smith L.R., Yarborough L., 1968. Equilibrium Revaporization of Retrograde Condensate by Dry Gas Injection. SPEJ (March 1968), p. 87-94.
• [83] Soave G., 1972. Equilibrium Constants from a Modified Redlich-Kwong Equation of State. Chem. Eng. Sci. Vol. 27, p. 1197.
• [84] Soercidc I., Whitson C.H., 1990. Discussion of a Systematic and Consistent Approach to Determine Binary Interaction Coefficients for the Peng-Robinson Equation of State. SPE Reservoir Engineering, May 1990, p. 260-261.
• [85] Stamataki S.K., Magoulas K.G., 2001. Characterization of Heavy Undefined Fraction. SPE 64996.
• [86] Stryjek R., Vera J.H.,1986. PRSV: an Improved Peng-Robinson Equation of State for Pure Compounds and Mixtures. Can. J. Chem. Eng. Vol. 64, p. 323-333.
• [87] Suo P., Sun L.T., Sun L., Studies of the Effect of Capillary Pressure on Condensate Oil & Gas Phase Behavior in Porous Media. Petroleum Exploration & Exploitation, 1994. [In:] Guo P., Sun L., Li S., 1996, SPE 35644.
• [88] Tindy R., Raynal M., 1966. Arc Test Cell Saturation Pressures Accurate Enough? Oil and Gas Journal.
• [89] Tissot B.P., Wellc D.M., 1978. Petroleum Formation & Occurrence Springer Verlag.
• [90] Trebin R.A., Zadora G.I., 1968. Experimental Study of the Effect of Porous Media on Phase Changes in Gas Condensate Systems. Neft i Gaz.
• [91] Tsai J.-Ch., Chen Y.-P., 1998. Application of a volume-translated Peng-Robinson equation of state on vapor-liquid equilibrium calculations. Fluid Phase Equilibria Vol. 145, p. 193-215.
• [92] Voros N., Stamata ki S., Tassios D.T., 1994. Effect of Translation on the Prediction of Saturated Densities of Binary Mixtures with a Peng-Robinson equation of state. Fluid Phase Equilibria Vol. 96, p. 51-63.
• [93] Weinang C.F., Cordell J.C., 1949. Revaporization of Butane and Pentane from Sand. Trans. AIME (1949) Vol. 179, p. 303-312.
• [94] Wcinaug C.F., Katz D.L., 1943. Surface Tension of Methane-Propane Mixtures. I&EC, p. 239-246.
• [95] Wheaton R.J., 1988.Treatment of Variations of Composition with Depth in Gas Condensate Reservoir. SPE 18267.
• [96] Whitson C.H., 1985. Critical properties estimation from an Equation of State. SPE 12634.
• [97] Whitson C.H., 1983. Characterizing Hydrocarbon Plus Fractions. SPEJ (Aug. 1983), p. 683.
• [98] Whitson C.H., 1985. Properties on Equation of State Predictions. SPEJ (Dec. 1984), p. 685.
• [99] Wiliams J. K., Dawe R.A., 1989. Near-Critical Condensate Fluid Behavior in Porous Media - A Modified Approach. SPE Res. Eng., May 1989, p. 221—227.
• [100] Win F.W., 1957. Physical Properties by Nomogram Pet. Refiner Vol. 36, p. 157.
• [101] Yan Q.L., He Q.X., 1988. Phase Change Characterization of Condensate Oil and Gas in Porous Media. [In:] Guo P., Sun L., Li S., 1996, SPE 35644.
• [102] Yortsos Y.C., A.K. Stubos, 2001. Current Opinion in Colloid & Interface Science Vol. 6, p. 208-216.
• [103] Yu J.-M., Lu B.C.-Y., 1987. A three-parameter cubic equation of state for asymmetric mixture density calculations. Fluid Phase Equilibria Vol. 34, p. 1-19.
• [104] Zhu W.Y., Huang Y.Z., 1988. The Influence of porous media on gas-liquid phase transition process. [In:] Guo P., Sun L„ Li S., 1996, SPE 35644.