- •I Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа
- •II физико-механические и тепловые свойства горных пород
- •§ 1. Напряженное состояние пород в условиях залегания в массиве
- •§ 2. Напряженное состояние пород в районе горных выработок
- •§ 3. Деформационные и прочностные свойства горных пород
- •4. Упругие изменения свойств коллекторов в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождении
- •§ 5. Влияние давления на коллекторские свойства пород
- •§ 6. Упругие колебания в породах и их акустические свойства
- •§ 7. Тепловые свойства горных пород
- •Глава III состав и физические свойства природных газов и нефтей
- •§1. Физическое состояние нефти газа при различных условиях в залежи
- •§ 2. Состав и классификация нефтей
- •§ 3. Состав и классификация природных газов
- •§ 4. Газовые смеси Плотность газа
- •Состав газовой смеси
- •Содержание тяжелых углеводородов в газе
- •Парциальное давление и парциальный объем компонента в смеси идеальных газов
- •§5. Жидкие смеси Состав и характеристика жидкой смеси
- •Объем паров после испарения жидкости
- •§ 6. Коэффициент сверхсжимаемости природных газов
- •§ 7. Плотности природного газа, стабильного и насыщенного углеводородного конденсата
- •§ 8. Вязкость газов и углеводородных конденсатов
- •§ 9. Определение изобарной молярной теплоемкости природных газов
- •Пругость насыщенных паров
- •§ 11. Растворимость газов в нефти и в воде
- •§ 12. Давление насыщения нефти газом
- •§ 13. Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент
- •§ 14. Плотность пластовой нефти
- •§ 15. Вязкость пластовой нефти
- •§ 16. Структурно-механические свойства аномально-вязких нефтей
- •§ 17. Приборы для исследования свойств пластовых нефтей
- •Установка асм-зоом для исследования пластовых нефтей
- •§ 18. Фотоколориметрия нефти
- •Глава IV фазовые состояния углеводородных систем
- •§ 1. Схемы фазовых превращений углеводородов
- •Поведение бинарных и многокомпонентных систем в критической области
- •§ 2. Критическая температура и критическое давление многокомпонентных углеводородных смесей
- •§ 3. Влагосодержание природных газов и газоконденсатных систем, влияние воды на фазовые превращения углеводородов
- •§ 4. Фазовое состояние системы нефть-газ при различных давлениях и температурах
- •§ 5. Краткая характеристика газогидратных залежей
- •§ 6. Газоконденсатная характеристика залежи. Приборы для лабораторного изучения свойств газоконденсатных смесей
- •Методика исследования на установке уфр-2
- •Исследование проб сырого конденсата и отсепарированного газа
- •§ 7. Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •Константы фазовых равновесий
- •Уравнения фазовых концентраций
- •Определение констант фазового равновесия по давлению схождения
- •Аналитический расчет фазовых превращений газоконденсатных смесей при изменении давления и температуры
- •Глава V пластовые воды и их физические свойства
- •§ 1. Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах
- •§ 2. Методы определения количества остаточной (связанной) воды в пластах
- •§ 3. Состояние переходных зон нефть-вода, нефть-газ и вода-газ
- •§ 4. Физические свойства пластовых вод
- •§ 5. Выпадение неорганических кристаллических осадков цз попутно добываемой воды
- •Глава VI молекулярно-поверхностные свойства системы нефть—газ—вода—порода
- •§ 1. Роль поверхностных явлений при движении нефти, воды и газа в пористой среде
- •§ 2. Зависимость поверхностного натяжения пластовых жидкостей от давления и температуры
- •§ 3. Смачивание и краевой угол. Работа адгезии. Теплота смачивания
- •§ 4. Кинетический гистерезис смачивания
- •§ 5. Свойства поверхностных слоев пластовых жидкостей
- •§ 6. Измерение углов смачивания
- •Глава VII физические основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред
- •§ 1. Источники пластовой энергии. Силы, действующие в залежи
- •§ 2. Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей. Причины нарушения закона дарси
- •§ 3. Электрокинетические явления в пористых средах
- •§ 4. Дроссельный эффект при движении жидкостей и газов в пористой среде
- •§ 5. Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •§ 6. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи
- •§ 7. Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
- •§ 8. Использование теории капиллярных явлений для установления зависимости нефтеотдачи от различных факторов
- •§ 9. Зависимость нефтеотдачи от скорости вЫтеснения нефти водой
- •§ 10. Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •Глава VIII повышение нефте- и газоотдачи пластов
- •§ 2. Моющие и нефтевытесняющие свойства вод
- •§ 3. Обработка воды поверхностно-активными веществами
- •§ 4. Применение углекислого газа для увеличения нефтеотдачи пластов
- •§ 5. Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров
- •§ 6. Щелочное и термощелочное заводнение
- •§ 7. Мицеллярные растворы
- •§ 8. Термические способы увеличения нефтеотдачи
- •§ 9. Условия взаиморастворимости углеводородов оторочки с нефтью и газом
- •§ 10. Извлечение нефти газом высокого давления
- •Список литературы
§ 8. Вязкость газов и углеводородных конденсатов
Вязкость газа в зависимости от изменения параметров, характеризующих его состояние, изменяется сложным образом. При низких давлениях и температурах свойства реальных газов приближаются к идеальным. Закономерности изменения вязкости газов при различных давлениях и температурах можно объяснить, исходя из некоторых положений кинетической теории газов. Динамическая вязкость газа связана с его плотностью , средней длиной свободного пробега молекул и средней скоростью молекул v соотношением . (Ш.64)
По формуле (Ш.54) определяется зависимость динамической вязкости газа от давления и температуры. С повышением давления плотность газа возрастает, но при этом уменьшается средняя длина свободного пробега молекул, а скорость их не изменяется. Поэтому с увеличением давления динамическая вязкость газа вначале практически остается постоянной. Из формулы (III.54) также следует, что с увеличением температуры вязкость_газа должна возрастать, так как средняя скорость молекул v увеличивается, а и , остаются постоянными при постоянном объеме газа. Отмеченный характер изменения вязкости газов объясняется спецификой проявления внутреннего трения. Количество движения из слоя в слой передается вследствие перелета молекул газа в движущиеся друг относительно друга слои. При этом возникают силы, тормозящие движение одного слоя и увеличивающие скорость движения другого. С повышением температуры увеличиваются скорость и количество движения, передаваемое в единицу времени, и, следовательно, больше будет вязкость. Вязкость газов мало зависит от давлений, если они близки к атмосферному. Однако с повышением давления эти закономерности нарушаются — с увеличением температуры понижается вязкость газа, т. е. при высоких давлениях вязкость газов изменяется с повышением температуры аналогично изменению вязкости жидкости. Газы с более высокой молекулярной массой, как правило, имеют и большую вязкость. В сжатом газе перелет молекул в движущиеся друг относительно друга слои затруднен и передача количества движения из слоя в слой происходит в основном, как у жидкостей, за счет временного объединения молекул на границе слоев. При повышении температуры ухудшаются условия для объединения молекул вследствие увеличения скоростей их движения и поэтому вязкость сильно сжатых газов уменьшается с повышением температуры. На рис. III.4 приведена зависимость динамической вязкости метана от давления и температуры, а на рис. III.5 — вязкости различных газов при атмосферном давлении в зависимости от температуры. В широком диапазоне давлений и температур вязкости смесей углеводородных (неполярных) газов можно определить по графикам на рис. III.6, составленным в приведенных координатах на основе закона соответственных состояний (по вертикальной оси отложено отношение вязкости при различных давлениях к вязкости (0 при атмосферном давлении).
Р ис. II1.4. Зависимость коэффициента динамической вязкости метана от давления и температуры.
Р ис. II1.5. Динамическая вязкость газов при атмосферном давлении в зависимости от температуры: 1 — гелий; 2 — воздух; 3 — азот; 4 — углекислый газ; 5 — сероводород; 6 — метан; 7 — этилен; 8 — этан; 9 — пропан; 10 — n-бутан; 11 — i-бутан; 12 — пентан; 13 — гексан; 14 — гептан; 15 — октан; 16 — нонан; 17 — декан
Рис. II1.6, Зависимость отношения вязкости /0 от приведенных давлений и температур.
При содержании в газе более 5 % азота следует учитывать его влияние на вязкость газа и определять средневзвешенную вязкость смеси по формуле
= yaa + (1—ya)у, (II1.55)
г де — динамическая вязкость смесей углеводородных газов и азота; a и у — динамические вязкости азота (рис. Ш.7) и углеводородной части смеси газов; уа — молярная доля азота в составе газа.
Рис. III.7. Зависимость динамической вязкости азота от давления и температуры
Для экспериментального определения вязкости газов при различных условиях разработано много методов. Основные из них — метод, основанный на измерении скорости падения шарика в исследуемом газе, методы, основанные на регистрации скорости вращения цилиндров и затухания вращательных колебаний диска, подвешенного в исследуемом газе.
Коэффициент динамической вязкости природных газов можно рассчитать по приведенным параметрам [25].
Например, при высоких давлениях (р>5 МПа) коэффициент динамической вязкости газа можно подсчитать по формуле
( — 0) ε = 10,810-5 (II1.56)
Здесь 0 - коэффициент динамической вязкости газов при давлении р=0,1 МПа, мПас
(III.57)
К оэффициент динамической вязкости стабильного конденсата многих газоконденсатных месторождений при различных давлениях и температурах (при 30t200 °С; 1р50,0 МПа) можно приближенно рассчитать по формуле
мПа-с. (III.58)
Зависимость вязкости жидких углеводородов при атмосферном давлении от температуры и молекулярной массы показана на рис. III.8.
Рис. III.8. Зависимость коэффициента динамической вязкости жидких углеводородов при атмосферном давлении от молекулярной массы при различных температурах