Что такое давление насыщения

ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕНИЯ

Смотреть что такое «ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕНИЯ» в других словарях:

давление насыщения — давление насыщенного пара Нрк упругость насыщенного пара Давление в системе «пар — жидкость» или «пар — кристалл» в состоянии фазового равновесия. [Сборник рекомендуемых терминов. Выпуск 103. Термодинамика.… … Справочник технического переводчика

давление насыщения — давление насыщения; давление насыщенного пара; отрасл. упругость насыщенного пара Давление в системе пар жидкость или пар кристалл в состоянии фазового равновесия … Политехнический терминологический толковый словарь

давление насыщения — sočiųjų garų slėgis statusas T sritis Standartizacija ir metrologija apibrėžtis Garų, sudarančių pusiausvyrą su skysčiu ar kietuoju kūnu, slėgis. atitikmenys: angl. saturated vapor pressure; saturated vapour pressure vok. Sattdampfdruck, m rus.… … Penkiakalbis aiškinamasis metrologijos terminų žodynas

давление насыщения (нефти газом) — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN bubble point pressure … Справочник технического переводчика

давление насыщения пластового флюида — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN saturation pressure of reservoir fluid … Справочник технического переводчика

давление насыщения пластовой нефти — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN bubble point pressure of reservoir oil … Справочник технического переводчика

Давление насыщения нефти газом (или давление начала парообразования) — I. Давление насыщения нефти газом (или давление начала парообразования). Давление газожидкостной системы, в которой жидкая фаза находится в термодинамическом равновесии с бесконечно малвд количеством газовой фазы. Примечание. Неплоскостность… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Давление насыщения пластовой нефти — 5. Давление насыщения пластовой нефти Давление, при котором в процессе изотермического расширения однофазной пластовой нейти появляются первые признаки свободного газа. Или по ОСТ 39 087 79 Источник: ОСТ 39 112 80: Нефть. Типовое исследование… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Давление насыщения нефти газом — ► bubble point (saturation) pressure Равновесное давление, при котором при постоянных термобарических условиях из жидкости начинает выделяться газ. Определяется лабораторными анализами глубинных проб нефти, отобранных с забоев скважин. Величину… … Нефтегазовая микроэнциклопедия

Источник

Давление насыщения нефти газом

Давление, при котором весь газ растворяется в жидкости (т.е. переходит в жидкое состояние), называется давлением насыщениянефти газом.

Если пластовое давление меньше давления насыщения, то часть газа находится в свободном состоянии, залежь имеет «газовую» шапку. Если пластовое давление больше давления насыщения, то говорят, что нефть «недонасыщена» газом и весь газ растворён в нефти. Давление насыщения может соответствовать пластовому давлению, при этом нефть будет полностью насыщена газом.

Давлением насыщенияпластовой нефти называют максимальноедавление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического равновесия. Давление насыщения зависит от соотношения объёмов нефти и растворенного газа, их состава и пластовой температуры. С увеличением молекулярной массы нефти (плотности) этот параметр увеличивается, при всех прочих равных условиях. С увеличением в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения увеличивается. Особенно высоким давлением насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота.

С повышением температуры давление насыщения может значительно увеличивается (рис. 4.7.).

Рис. 4.7. Зависимость насыщения пластовой нефти Новодмитриевского месторождения от температуры

В пластовых условиях давление насыщения может соответствовать пластовому давлению (нефть полностью насыщена газом) или быть меньше его (нефть недонасыщена газом). Большинство месторождений Томской области и в целом Западной Сибири являются недонасыщенными залежами.

Пробы нефти, отобранные на одной и той же залежи, показывают часто разное давление насыщения. Это объясняется изменением свойств и состава нефти и газа в пределах залежи.

Сжимаемость нефти

Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объём под действием внешнего давления. Уменьшение объёма характеризуется коэффициентом сжимаемости (b) или объёмной упругости:

. (4.14)

Коэффициент сжимаемости зависит от температуры (рис. 4.8), давления (рис. 4.9), состава нефти и газового фактора.

4.7. Объёмный коэффициент нефти

С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный коэффициент b, характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации:

, (4.15)

где V_пл – объём нефти в пластовых условиях;

V_дег – объём нефти при стандартных условиях после дегазации.

Увеличение пластового давления до давления насыщения приводит к увеличению количества растворенного в нефти газа и как следствие к увеличению величины объёмного коэффициента (рис. 4.10).

Дальнейшее увеличение пластового давления, выше давления насыщения будет влиять на уменьшение объёма нефти в пластовых условиях за счет ее сжимаемости, что приводит к уменьшению коэффициента сжимаемости. Точка б (рис. 4.10) отвечает состоянию, когда весь газ, находящийся в залежи сконденсировался и перешел в жидкое состояние и началу выделения газа из нефти и отвечает максимальному значению объёмного коэффициента нефти.

Объёмный коэффициент определяется по глубинным пробам. Для большинства месторождений величина b изменяется в диапазоне 1,07-1,3. Для месторождений Западной Сибири величина b колеблется от 1,1 до 1,2. Используя объёмный коэффициент, можно определить усадку нефти (U), т.е. уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность (в %):

, (4.16)

Усадка некоторых нефтей достигает 45-50 %.

Вес газа (Gг), растворенного в 1 м 3 нефти оценивается по уравнению:

где Г о – газовый фактор, м 3 /т = 120 м 3 /т;

r о _г – плотность газа относительная = 0,9,

Gв – вес 1 м 3 воздуха при Р = 1 атм и Т = 15°С = 1,22 кг.

Вес газа составляет: Gг = 120 • 0,85 • 0,9 • 1,22 = 112 кг ([м 3 /т] • т/м 3 ]•[кг]).

Рис. 4.11. Изменение кажущейся плотности газа в жидкой фазе для нефтей с различными плотностями

Объём газа в жидкой фазе оценивается:

V = G_г/r_г.к = 112 кг / 440 кг/м 3 = 0,254 м 3

Общий объём насыщенной нефти газом при атмосферном давлении соответственно равен:

V_нг = 1 + 0,254 = 1,254 м 3

Вес насыщенной нефти газом определяется:

G_нг = 850 кг + 112 кг = 962 кг

Плотность насыщенной нефти газом рассчитывается по уравнению:

Для оценки величины плотности нефти в пластовых условиях необходимо учесть еще две поправки: на изменение плотности за счет сжатия под давлением (Drр) и на изменение плотности за счет расширения под влиянием температуры (Drt).

Рис. 4.12. Изменение плотности нефти в зависимости от пластового давления

Поправку на расширение нефти за счет увеличения температуры (Drt) находим, используя зависимости рисунка 4.13 (цифры на зависимостях обозначают плотность нефти в кг/ м 3 при 15,5 о С):

Таким образом, плотность нефти с учетом пластовых Р и T и насыщения ее газом составит:

r’_нг = rнг + Drнг + Drt = 767 + 10 – 22 = 755 (кг/м 3 ).

Коэффициент изменения объёма нефти, насыщенной газом для пластовых условий будет равен:

Рис. 4. 13. Изменение плотности нефтей в зависимости от температуры

U = (1,126 – 1)/1,126 = 0,11 или 11 %.

Дата добавления: 2016-03-04 ; просмотров: 7744 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

Особенности свойств нефти двухфазных залежей на примере пласта ПК1-3 Восточно-Мессояхского месторождения

И.О. Промзелев, Д.Н. Купоросов, А.И. Брусиловский, д.т.н., Е.Р. Чухланцева, Е.В. Тихомиров
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Ключевые слова: пластовая нефть, PVT-модель, насыщенная нефть, физическая модель, газовая шапка

Регрессионный анализ как наиболее простой и понятный способ прогнозирования параметров получил широкое применение, в том числе в геологических науках. Погрешность данного метода можно оценить по таким параметрам, как коэффициент корреляции и стандартная погрешность. Перекрестная проверка () является одним из способов оценки устойчивости модели, в которой часть входных данных не участвует в анализе, но используется для оценки. Обычно перекрестная валидация не используется в регрессионном анализе, однако, применяя этот подход в совокупности с другими, можно оценить коэффициент корреляции и стандартную ошибку для каждой реализации.

Peculiarities of reservoir oil properties of two-phase deposits on the example of the PK1-3 layer Vostochno-Messoyakhskoye field

PRONEFT». Professional’no o nefti, 2017, no. 1(3), pp. 50-53

I.O. Promzelev, D.N. Kuporosov, A.I. Brusilovskiy, E.R. Chukhlantseva, E.V. Tikhomirov
Gazpromneft NTC LLC, RF, Tyumen

Keywords: reservoir oil, PVT-model, saturated oil, physical model, gas cap

The article deals with methodical approach based on the integrated use of results of laboratory and theoretical studies to reproduce the properties of saturated reservoir oil, which is in thermodynamic equilibrium with the existing gas cap. Results are illustrated on the example of oil reservoir of field. It is confirmed that in the case of partially degassed (nonrepresentative) downhole sample of reservoir hydrocarbon fluid it can be restored by modeling the process of reverse degassing in the reservoir conditions. The described methodological approach is recommended for use in the calculation of reserves and designing the development of deposits.

введение

Обоснование компонентного состава и PVT-свойств пластовой нефти является одним из важнейших условий повышения достоверности подсчета запасов и эффективности проектирования разработки месторождений. Особенно актуально это для двухфазных залежей, содержащих нефть и газ.

При наличии газовой шапки давление насыщения пластовой нефти p_нас в подгазовой части залежи должно быть близким к пластовому давлению p_пл. На уровне газонефтяного контакта (ГНК) в соответствии с классическими физическими представлениями о термодинамическом равновесии сосуществующих газовой и жидкой фаз p_нас = p_пл (рис. 1).

Рис. 1. Распределение давлений по глубине

В связи с этим исследование пластовой нефти при наличии газовой шапки является трудной задачей, поскольку давление в месте отбора глубинной пробы нефти ниже пластового давления, и вследствие разгазирования газосодержание отобранных глубинных проб углеводородной жидкости не соответствует газосодержанию пластовой нефти. Таким образом, глубинные пробы не являются представительными, а следовательно, их PVT-свойства не могут характеризовать пластовую нефть. Полученные результаты могут описывать систему только в точке отбора проб [1].

В данной статье представлены результаты исследования нефти пласта ПК_1-3 Восточно-Мессояхского месторождения, характеризующегося наличием обширной газовой шапки.

Результаты лабораторных исследований

Основной причиной значительного изменения свойств нефти по данным лабораторных исследований является непредставительность глубинных проб нефти, отобранных с нарушением действующих стандартов СТО РМНТК 153-39.2-002-2003 «Нефть. Отбор проб пластовых флюидов» и ОСТ 153-39.2-048-2003 «Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей». Из-за наличия в пласте предельно насыщенной нефти при создании даже незначительной депрессии на пласт в точке отбора происходила частичная дегазация, в результате которой отбор проб проводился в зоне двухфазного потока.

Подтверждением изложенному служит анализ результатов лабораторных исследований отобранных глубинных проб нефти, в ходе которого была построена зависимость газосодержания от давления насыщения (рис. 2).

Рис. 2. Зависимость газосодержания от давления насыщения

Из рис. 2 видно, что наиболее разгазированные пробы характеризуют непереливающий приток. Затем идут пробы, полученные при отборе в зоне двухфазного притока. Большая часть проб с высоким газосодержанием получена при использовании технологий MDT и RCI.

Для описания процессов, происходящих при отборе проб, была построена зависимость газосодержания от давления в точке отбора проб (рис. 3).

Рис. 3. Зависимость газосодержания от давления в точке отбора проб

Из рис. 3 видна взаимосвязь между давлением в точке отбора и газосодержанием полученных глубинных проб нефти. Отметим, что в области малых депрессий существует определенный разброс в величине газосодержания, отражающий как частичную дегазацию нефти, так и возможное влияние бурового раствора, с которым могли происходить массообменные процессы в момент отбора проб. Полученная взаимосвязь также подтверждает концепцию о предельном насыщении нефти в пласте.

Этапы моделирования

Для построения термодинамической модели пластовой нефти применялось трехпараметрическое кубическое уравнение состояния Пенга – Робинсона с «шифт» параметром. При моделировании в качестве исходных данных использовались результаты исследований глубинных проб, признанных «условно» представительными, с наибольшими давлением насыщения и газосодержанием. Далее методом нелинейной многофакторной регрессии корректировались расчетные величины давления насыщения, газосодержания, объемного коэффициента и плотности сепарированной нефти в соответствии с измеренными параметрами. В последнюю очередь настраивалась величина динамической вязкости пластовой и сепарированной нефти путем изменения коэффициентов в корреляции Лоренца – Брея – Кларка (LBC) [2]. Результаты настройки PVT-модели на усредненные данные исследований представительных проб приведены в табл. 1.

Следующим этапом моделирования является воссоздание исходного состояния предельно насыщенной нефти на уровне ГНК, где давление насыщения нефти газом равно пластовому.

Для получения модели предельно насыщенной нефти при начальных термобарических условиях использовался подход, воспроизводящий процесс, обратный дифференциальному разгазированию, которое в свою очередь описывает поведение нефтяной системы при отборе глубинных проб в случае снижения давления в месте отбора пробы ниже давления насыщения [3].

Итерационная процедура воспроизведения свойств пластовой нефти указанным методом включает следующие этапы:

Результаты расчетов свойств предельно насыщенной нефти приведены в табл. 2.

Исходя из предположения о частичной дегазации глубинных проб нефти адекватная термодинамическая модель предельно насыщенной нефти должна воспроизводить результаты лабораторных исследований глубинных проб в широком диапазоне изменения основных параметров независимо от условия отбора проб. Для описания процесса дегазации предельно насыщенной нефти при отборе проб в случае снижения давления в точке отбора ниже давления насыщения были рассчитаны параметры при дифференциальном разгазировании. Результаты расчета представлены на рис. 4.

Рис. 4. Сопоставление результатов расчетов с использованием PVT-модели и данных исследований глубинных проб

Из рис. 4 видно, что результаты расчетов с использованием PVT-модели хорошо согласуются с данными лабораторных исследований глубинных проб нефти. Это свидетельствует об адекватности построенной термодинамической модели предельно насыщенной нефти процессам, происходящим при отборе проб пластового флюида.

С целью подтверждения достоверности данного подхода в лаборатории был проведен эксперимент по созданию физических моделей предельно насыщенной нефти путем подбора газового фактора для рекомбинации из сепараторных проб (газ сепарации, насыщенная нефть) до выполнения условия p_нас=p_пл, а также с промежуточными значениями газосодержаний. Эксперименты выполнены с использованием проб, полученных из двух скважин.

Усредненные результаты исследований предельно насыщенных проб и их сопоставление с PVT-моделью приведены на рис. 5 и в табл. 2. Из полученных данных видно, что результаты лабораторно определенных параметров физических моделей пластовой нефти более близки к результатам исследования частично дегазированных проб, чем полученные ранее результаты расчетов по PVT-модели.

Рис. 5. Сопоставление данных PVT-модели, глубинных проб и физических моделей пластовой нефти

Заключение

Таким образом, можно утверждать, что для определения свойств пластовой нефти двухфазных залежей целесообразно комплексно применять методы и результаты физического (лабораторного) и математического моделирования.

Следует отметить, что на точность воспроизведения компонентного состава и свойств пластовой нефти может оказывать существенное влияние степень дегазации ее глубинных проб, являющихся источником исходных данных.

Список литературы

References

Ссылка на статью в русскоязычных источниках:

The reference to this article in English is:

Источник

Насыщенный и ненасыщенный пар

Статья находится на проверке у методистов Skysmart.
Если вы заметили ошибку, сообщите об этом в онлайн-чат
(в правом нижнем углу экрана).

Фазовые переходы: изменение агрегатных состояний вещества

Прежде чем говорить о насыщенном паре, нужно освежить знания об агрегатных состояниях и фазовых переходах между ними. Если вы забыли, какие бывают агрегатные состояния, то можете сбегать в нашу статью про них.

При изменении внешних условий (например, если внутренняя энергия тела увеличивается или уменьшается в результате нагревания или охлаждения) могут происходить фазовые переходы — изменения агрегатных состояний вещества.

Вот какие бывают фазовые переходы:

Переход из твердого состояния в жидкое — плавление;

Переход из жидкого состояния в твердое — кристаллизация;

Переход из газообразного состояния в жидкое — конденсация;

Переход из жидкого состояния в газообразное — парообразование;

Переход из твердого состояния в газообразное, минуя жидкое — сублимация;

Переход из газообразного состояния в твердое, минуя жидкое — десублимация.

На схеме — названия всех фазовых переходов:

Фазовые переходы — важная штука. Все живое не Земле существует лишь благодаря тому, что вода умеет превращаться в лед или пар. С кристаллизацией, плавлением, парообразованием и конденсацией связаны многие процессы в металлургии и микроэлектронике.

Парообразование

Итак, парообразование — это переход из жидкого состояния в газообразное.

При парообразовании всегда происходит поглощение энергии: к веществу необходимо подводить теплоту, чтобы оно испарялось. Из-за этого внутренняя энергия вещества увеличивается.

У процесса парообразования есть две разновидности: испарение и кипение.

Испарение — это превращение или переход жидкости в газ (пар) со свободной поверхности жидкости. Если поверхность жидкости открыта и с нее начинается переход вещества из жидкого состояния в газообразное, это будет называться испарением.

Кипение — процесс интенсивного парообразования, который происходит в жидкости при определенной температуре.

Например, мы заварили себе горячий чай. Над чашкой мы увидим пар, так как вода только что поучаствовала в процессе кипения.

Подождите-ка, мы ведь только что сказали, что кипение и испарение — разные вещи. 🤔 Это действительно так, но при этом оба процесса могут происходить параллельно.

Испарение может происходить и без кипения, просто тогда оно не будет для нас заметно. Например, вода в озере испаряется, хотя мы этого и не замечаем. Кипение по сути своей — это интенсивное испарение, которое вызвали внешними условиями — доведя вещество до температуры кипения.

Физика объясняет испарение тем, что жидкость обычно несколько холоднее окружающего воздуха, и из-за разницы температур происходит испарение.

Если нет каких-то внешних воздействий, испарение жидкостей происходит крайне медленно. Молекулы покидают жидкость из-за явления диффузии.

Направление тепловых потоков при испарении может идти в разной последовательности и комбинациях:

из глубины жидкости к поверхности, а затем в воздух;

только из жидкости к поверхности;

к поверхности из воды и газовой среды одновременно;

к площади поверхности только от воздуха.

Подытожим, чтобы не запутаться, в чем главная разница между испарением и кипением:

при любой температуре

с поверхности жидкости

при определенной температуре

с поверхности жидкости

Температура кипения

При температуре кипения давление насыщенного пара становится равным внешнему давлению на жидкость — чаще всего это атмосферное давление. Значит, чем больше внешнее давление, тем при более высокой температуре начнется кипение.

При нормальном атмосферном давлении, которое приблизительно равно 100 кПа, температура кипения воды равна 100°C. Поэтому можно сразу сказать, что давление насыщенного водяного пара при температуре 100 градусов по Цельсию равно 100 кПа. Это значение пригодится при решении задач.

Чем выше мы поднимаемся, тем меньше становится атмосферное давление, потому что масса атмосферы над нами уменьшается. Так, например, на вершине Эльбруса атмосферное давление составляет 5 × 104 Па — в два раза меньше, чем нормальное атмосферное давление. Поэтому и температура кипения на вершине Эльбруса будет ниже, чем на уровне моря. Вода там закипит при температуре 82°C.

Температура кипения при нормальном атмосферном давлении — это строго определенная величина для каждой жидкости.

Испарение и конденсация

Молекулы в жидкости непрерывно и хаотично движутся. Это значит, что направление движения отдельно взятых молекул — это случайные направления. При этом жидкость сохраняет свой объем. Также молекулы силами притяжения притягиваются друг к другу, из-за чего не могут покинуть Омск жидкость.

Значения скоростей молекул случайны. Из-за этого среди всех молекул обязательно есть те, что движутся очень быстро. Если такая молекула окажется вблизи поверхности раздела жидкости и окружающей среды, то ее кинетическая энергия может достигнуть большого значения, и молекула покинет жидкость.

Собственно, именно так происходит процесс испарения (мы говорили о нем выше, когда речь шла о фазовых переходах). Когда испарившихся молекул становится много, образуется пар.

Обратный процесс тоже возможен: вырвавшиеся за пределы жидкости молекулы вернутся в жидкость. Это конденсация, о ней мы тоже говорили.
Если открыть сосуд с жидкостью, то испарившиеся молекулы будут покидать пространство над жидкостью и не возвращаться обратно. Количество жидкости таким образом будет уменьшаться. То есть жидкость испаряется, а пар обратно не конденсируется (потому что молекулы этого пара удаляются от жидкости) — так происходит высыхание.

Испарение может происходить с разной скоростью. Чем больше силы притяжения молекул друг к другу, тем меньшее число молекул в единицу времени окажется в состоянии преодолеть эти силы притяжения и вылететь наружу, и тем меньше скорость испарения.

Быстро испаряются такие жидкости, как эфир, ацетон, спирт. Из-за этого свойства их иногда называют летучими жидкостями. Медленнее — вода. Намного медленнее воды испаряются масло и ртуть.

Курсы подготовки к ОГЭ по физике помогут снять стресс перед экзаменом и получить высокий балл.

Определение насыщенного пара

Оставим стакан воды на столе и будем замерять уровень воды в нем каждый день. Если записать эти измерения и сравнить их, станет очевидно: уровень воды стал меньше, то есть вода испарилась.

Теперь давайте накроем стакан сверху. Молекулы пара уже не смогут покидать пространство над жидкостью, по мере испарения их количество начнет расти, а значит, будет расти и количество молекул, которые конденсируются в единицу времени.

Сначала количество конденсирующихся молекул за единицу времени будет меньше количества испаряющихся молекул. Но по мере роста концентрации пара (то есть увеличении количества молекул в единице объема пара) поток конденсирующихся молекул вырастет. Это приведет к состоянию, которое называется динамическим равновесием.

Пар, находящейся в динамическом равновесии, называют насыщенным.

Представьте себе огромный бизнес-центр с не менее огромными дверями. У сотрудников бизнес-центра разный график работы, поэтому люди одновременно заходят в здание и выходят из него в произвольном количестве. Допустим, в 6 часов вечера 100 человек заходят в здание, чтобы попасть на деловую встречу, а другие 100 человек уже закончили работать и идут домой. Количество заходящих в бизнес-центр и выходящих из него будет одинаковым — это и есть состояние насыщения.

Значение давления насыщенного пара и его плотности являются максимальными при заданном значении температуры. Если это не так, то пар ненасыщенный.

Свойства насыщенного пара

При постоянной температуре плотность насыщенного пара не зависит от его объема.

Представьте, что объем сосуда с насыщенным паром уменьшили, не изменив температуры.

Количество молекул, переходящих от пара к жидкости, превысит количество испаряющихся молекул, но при этом часть пара сконденсируется, а оставшийся пар снова придет в динамическое равновесие. В итоге плотность этого пара будет равна начальной плотности.

Давление насыщенного пара не зависит от его объема.

Это связано с тем, что давление и плотность связаны через уравнение Менделеева-Клапейрона, и следует из первого свойства насыщенного пара.

Кстати, уравнение Менделеева-Клапейрона справедливо для насыщенного пара. При этом нужно быть внимательным с частными случаями. Так, например, закон Бойля-Мариотта для насыщенного пара не выполняется.

pV = νRT

p — давление газа [Па]

V — объем [м3]

ν — количество вещества [моль]

T — температура [К]

R — универсальная газовая постоянная

При неизменном объеме плотность насыщенного пара растет с повышением температуры и уменьшается с понижением температуры.

В начальный момент испарения динамическое равновесие будет нарушено (некоторая часть жидкости испарится дополнительно). Плотность пара будет расти, пока динамическое равновесие не восстановится.

Давление и температура насыщенного пара растут быстрее, чем по линейному закону, который справедлив для идеального газа.

В случае идеального газа рост давления обусловлен только ростом температуры, а в случае с насыщенном паром имеют значение два фактора: температура и масса пара.

В случае нагревания насыщенного пара молекулы начинают ударяться чаще, так как их в целом стало больше, потому что пара стало больше.

Главное отличие насыщенного пара от идеального газа: пар сам по себе не является замкнутой системой, а находится в постоянном контакте с жидкостью.

Решение задач по теме «Насыщенный пар»

Применим свойства насыщенного пара при решении задач.

Задачка раз

В цилиндрическом сосуде под поршнем длительное время находятся вода и ее пар. Поршень начинают вдвигать в сосуд. При этом температура воды и пара остается неизменной. Как будет меняться при этом масса жидкости в сосуде? Ответ поясните.

Решение

Так как пар и вода находятся в контакте длительное время, пар является насыщенным. При уменьшении объема сосуда давление насыщенного пара не меняется. Из уравнения Менделеева-Клапейрона следует, что для того, чтобы давление пара не менялось, его количество вещества (а значит и масса) должно уменьшаться.

В этом процессе происходит конденсация, часть молекул пара переходят в жидкость, поэтому масса жидкости увеличивается.

Ответ

Масса жидкости увеличивается.

Задачка два

Какова плотность насыщенного пара при температуре 100°С?

Решение

При нормальном давлении (p = 105 Па) 100°С — это температура кипения воды. Значит, давление насыщенного пара при этой температуре равно атмосферному давлению.

Найдем связь между давлением и плотностью через уравнение Менделеева-Клапейрона.

Подставим значение давления в уравнение состояния идеального газа, предварительно переведя температуру в Кельвины: T = 100 + 273 = 373 K

Источник