2.6. Вязкость газов

Вязкость газа характеризует способность газа оказывать сопротивление перемещению одной части газа относительно другой.

Различают динамическую вязкость () и кинематическую вязкость () газов. Кинематическая вязкость учитывает влияние силы тяжести. Вязкость углеводородного газа при нормальных условиях невелика и не превышает 0,01 сантипуаза (спз) ≈ 10 мкПа·с.

1 пуаз = 0,1 н·сек/м² = 0,1 Па·с; 1 спз = 1 мПа·сек. = 1·10³ мкПа·с.

Неуглеводородные компоненты природного газа: гелий, азот, углекислый газ, сероводород, воздух - более вязкие составляющие. Величина вязкости для них изменяется от 0,01 до 0,025 спз. При низких давлениях и температурах динамическая вязкость газа зависит от средней длины пробега молекул газа (), от средней скорости движения молекул () компонентов газа и от плотности газа:

, (2.34)

где  – плотность газа;

–средняя длина пробега молекулы;

–средняя скорость молекул.

С возрастанием температуры средняя длина свободного пробега молекулы и средняя скорость движения молекулы увеличиваются, а, следовательно, и вязкость газа возрастает, несмотря на уменьшение плотности (рис. 2.3).

Рис. 2.3. Зависимость коэффициента динамической вязкости нефтяного газа плотности 0,6 от температуры при различных давлениях

Рис. 2.4. Зависимость вязкости газов от давления при различных температурах

Повышение давления от 0,1 до 1 МПа (рис. 2.4) не влияет на величину вязкости газа, поскольку уменьшение средней длины пробега молекулы и средней скорости движения молекулы компенсируется увеличением плотности. Однако эти закономерности при давлениях выше 3,0 МПа (более 30 атм) изменяются. Газ приближается к области критических давлений и температур и переходит в жидкое состояние. Вязкость жидких систем описывается законом Ньютона и для нее характерны свои закономерности.

2.7. Растворимость газов в нефти и воде

От количества растворённого в пластовой нефти газа зависят все её важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и другие.

Распределение компонентов нефтяного газа между жидкой и газообразной фазами определяется закономерностями процессов растворения. Способность газа, растворятся в нефти и воде, имеет большое значение на всех этапах разработки месторождений от добычи нефти до процессов подготовки и транспортировки.

Сложность состава нефти и широкий диапазон давлений и температур затрудняют применение термодинамических уравнений для оценки газонасыщенности нефти при высоких давлениях.

Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри:

или , (2.35)

где V_ж – объём жидкости-растворителя;

 – коэффициент растворимости газа;

V_г – объём газа, растворённого при данной температуре;

Р – давление газа над поверхностью жидкости

К – константа Генри (К = f()).

Коэффициент растворимости газа () показывает, какое количество газа (V_г) растворяется в единице объёма жидкости (V_ж) при данном давлении:

. (2.36)

Коэффициент растворимости зависит от природы газа и жидкости, давления, температуры.

Природа воды и углеводородов различна. Углеводородная составляющая нефтяного газа растворяется хорошо в углеводородных системах, в нефти, а в воде хуже. Неуглеводородные компоненты нефтяного газа, такие как СО, СО₂, Н₂S, N₂ растворяются лучше в воде. Например, пластовая вода сеноманского горизонта Западной Сибири очень газирована, она содержит приблизительно 5 м³ газа СО и СО₂ на 1 т пластовой воды.

Растворимость углеводородов в нефти подчиняется закону Генри. С повышением давления растворимость углеводородного газа растёт.

С повышением температуры растворимость углеводородных газов в нефти ухудшается.

Рис. 2.5. Изотермы растворимости газов при температуре 50^оС в нефтях:

1. – ромашкинская (Р);

2. – сураханская (С);

3. – небитдагская (Н);

4. – туймазинская (Т) по данным Т.П. Сафроновой и Т.П. Жузе

Разные компоненты нефтяного газа обладают различной растворимостью в нефтяных системах. С увеличением молекулярной массы газового компонента коэффициент растворимости его в углеводородных системах возрастает. На степень растворения углеводородных газов больше влияет не молекулярная масса растворителя, а его природы.

Растворимость углеводородных газов в нефти увеличивается с повышением содержания в ней парафиновых углеводородов. Работает принцип подобия: подобное растворяется в подобном. При высоком содержании ароматических углеводородов в нефти ухудшается растворимость в ней газов.

Растворимость углеводородов в воде не подчиняется закону Генри.

Из эксперимента известно, что при давлении 35 атм и температуре 35°С нефтяной газ растворяется в воде в количестве (V_г/V_ж) = 1 м³/м³. Однако, при повышении давления в 10 раз до 350 атм растворимость газа увеличилась всего в 4 раза и составляет 4 м³/м³. Это объясняется тем, что с повышением давления растворимость газов () в воде увеличивается, согласно закону Генри.

Однако с увеличением давления возрастает и растворимость солей в воде, то есть увеличивается минерализация воды. При увеличении минерализации (М), растворимость газов в воде уменьшается (рис. 2.6).

Рис. 2.6. Изменение растворимости природного газа в воде в зависимости от минерализации

Этим и объясняется отклонение зависимости растворимости углеводородов в воде от линейного вида, и при повышенных давлениях не подчинению закону Генри (рис. 2.7).

Рис. 2.7. Кривые растворимости газа в чистой и соленой воде при различных температурах и давлениях: 1,2 – дистиллированная вода; 3,4 – 2 М раствор NaCl

Растворимость углеводородного газа в минерализованной воде оценивается по эмпирической формуле:

_пл = _пр (1 – k М), (2.37)

где _пл – растворимость нефтяного газа в пластовой воде, м³ м³;

_пр – растворимость нефтяного газа в пресной воде (рис. 2.8);

k – поправочный коэффициент на минерализацию в зависимости от температуры (табл. 2.5)

М – содержание солей, %.

Таблица 2.5