Вязкость нефти

Вязкость– важнейшее технологическое свойство нефтяной системы. Величина вязкости учитывается при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента, при расчете мощности насоса добычи нефти и др.

Нефть – неидеальная система.

С точки зрения химии углеводороды и гетероатомные соединения взаимодействуют друг с другом, за счет физического, Ван-дер-Ваальсов-ского (кулоновское, диполь-дипольное, ориентационное, индукционное, дисперсионное) взаимодействия.

С точки зрения математики все наблюдаемые макропараметры нефтяных систем нельзя рассчитывать по принципу аддитивности. Параметр вязкость наиболее тесно отражает эти взаимодействия и коррелирует со степенью их проявления.

Вязкость (абсолютная, динамическая)характеризуетсилу трения (внутреннее сопротивление жидкости её движению), возникающую между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении (рис. 3.3). Вязкость жидкости проявляется только при её перемещении.

Динамическая вязкостьопределяется по уравнению Ньютона:

, (3.7)

где А – площадь перемещающихся слоёв жидкости (рис. 3.2);

F – сила, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения между слоями на величину dv;

dy – расстояние между движущимися слоями жидкости;

dv – разность скоростей движущихся слоёв жидкости;.

μ – коэффициент пропорциональности, абсолютная, динамическая вязкость.

Рис. 3.2. Движение двух слоёв жидкости относительно друг друга

Размерность динамической вязкости определяется из уравнения Ньютона:

- система СИ – [Па×с, мПа×с];

- система СГС – [пуаз (пз), сантипуз (спз)] = [г/(см×с)].

С вязкостью связан параметр – текучесть (j) – величина обратная вязкости:

. (3.8)

Кроме динамической вязкости для расчётов используют, особенно в гидравлике параметр кинематическую вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учётом силы тяжести.

. (3.9)

Единицы измерения кинематической вязкости:

– система СИ – [м²/с, см²/с, мм²/с];

– система СГС – [стокс (ст), сантистокс (сст)]; 1сст =1·10^-4 м²/с.

Вязкость сепарированной нефти с возрастанием температуры уменьшается, а при повышении давления несколько возрастает, но незначительно.

С увеличением молекулярного веса фракции, температурного интервала выкипания фракции, плотности величина вязкости возрастает.

Вязкость нефти уменьшается с повышением количества углеводородного газа растворенного в ней, и тем больше, чем выше молекулярная масса газа (рис. 3.3).

Рис. 3.3. Изменение вязкости нефти Балаханского месторождения при насыщении ее газом

При увеличением молекулярной массы углеводородного компонента от СН₄ к С₄Н₁₀, растворенного в нефти вязкость нефтей будет уменьшаться, за счет увеличения доли неполярных соединений (газ идеальная система).

Однако не все компоненты газа подчиняются такой закономерности. С увеличением количества азота растворенного в нефти вязкость нефтей в пластовых условиях будет возрастать.

С увеличением молекулярной массы жидкого углеводородного компонента от С₅Н₁₂ и выше, растворенного в нефти вязкость нефтей будет возрастать, за счет увеличения доли полярных компонентов (нефть неидеальная система).

Вязкость смесей аренов больше вязкости смесей алканов. Поэтому, нефти с высоким содержанием ароматических углеводородов более вязкие чем нефти парафинового основания

Чем больше в нефти содержится смол и асфальтенов (больше полярных компонентов), тем выше вязкость.

Вязкость "сырых" нефтей больше вязкости сепарированных.

Как правила, величина вязкости нефти коррелирует с величиной плотностью или удельным весом нефти.

Определение динамической вязкости жидкости весьма затруднительно. На практике определяют относительную вязкость, а по ней кинематическую и абсолютную. Относительная вязкость показывает, во сколько раз вязкость данной жидкости при данной температуре больше или меньше вязкости воды (вязкость воды при 20^о С ≈ 1 спз). Относительная вязкость определяется вискозиметром Энглера (см. лабораторный практикум). При помощи вискозиметра Энглера определяют отношение времени истечения испытуемой жидкости при температуре t ко времени истечения такого же объёма воды при 20^о С. По относительной вязкости вычисляют коэффициент кинематической вязкости. Зная плотность жидкости по 3.8 определяют динамическую вязкость (μ =ν ·ρ) нефти при температуре t.

Вязкость пластовой нефтивсегда значительно отличается от вязкости сепарированной нефти, вследствие большого количества растворённого газа, содержащегося в ней, пластовых температур.

Повышение температуры вызывает уменьшение вязкости нефти (рис. 3.4. а). Повышение давления, ниже давления насыщения приводит к увеличению газового фактора и, как следствие, к уменьшению вязкости. Повышение давления выше давления насыщения для пластовой нефти приводит к увеличению величины вязкости (рис. 3.4. б).

Минимальная величина вязкости имеет место, когда давление в пласте становится равным пластовому давлению насыщения (рис. 3.4. б).

По данным Г.Ф. Требина вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от сотен мПа×с до десятых долей мПа×с (около 25 % залежей), от 1 до 7 мПа×с (около 50 % залежей) и от 5 до 30 мПа×с (около 25 %).

Рис. 3.4. Изменение вязкости пластовой нефти от температуры (а) и давления (б)

Однако известны месторождения нефти, вязкость которых в пластовых условиях достигает значительной величины: Русское месторождение Тюменской области (μ ≈ 700-800 мПа×с), залежи Ухтинского месторождения Коми (μ ≈ 2300 мПа×с), пески оз. Атабаска в Канаде.

В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти.