USD ЦБ — 57,55 +0,07
EUR ЦБ — 67,59 −0,15
Brent — 57,44 +0,19%
вторник 24 октября 03:39

Техническая библиотека

Энергоресурсы, топливо // Вязкость нефти

Вязкость - важнейшее технологическое свойство нефти, определяющее ее подвижность в пластовых условиях для добычи или при транспортировке по магистральным нефтепроводам (МНП).

Величина вязкости учитывается при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента, при расчете мощности насоса добычи нефти и др.

Параметр вязкость наиболее тесно отражает взаимодействие углеводородов и гетероатомных соединений и коррелирует со степенью их проявления.

Вязкость (абсолютная, динамическая) характеризует силу трения (внутреннего сопротивления), возникающую между 2 смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении (рис 1).

Динамическая вязкость определяется по уравнению Ньютона:

, (1)

где А - площадь перемещающихся слоев жидкости или газа (рис 1);

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

dy - расстояние между движущимися слоями жидкости (газа);

dv - разность скоростей движущихся слоев жидкости (газа).

μ - коэффициент пропорциональности, абсолютная, динамическая вязкость.

Рис 1. Движение 2х слоев жидкости относительно друг друга

Размерность динамической вязкости определяется из уравнения Ньютона:

- система СИ - [Па*с, мПа*с], паскаль /сек;

- система СГС - [пуаз (пз), сантипуз (спз)] = [г/ (см*сек)].

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

. (2)

Кроме динамической вязкости для расчетов используют также параметр Кинематическая вязкость - свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учетом силы тяжести.

. (3)

Единицы измерения кинематической вязкости:

- система СИ - [м2/сек, мм2/се];

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

Вязкость сепарированной нефти с возрастанием температуры уменьшается, а с возрастанием давления увеличивается.

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 2).

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, ее вязкость будет возрастать за счет увеличения доли полярных компонентов (нефть неидеальная система).

Рис 2. Изменение вязкости нефти Балаханского месторождения при насыщении ее газом

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.

Величина вязкости нефти коррелирует с величиной плотностью или удельным весом нефти.

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

Повышение температуры вызывает уменьшение вязкости нефти (рис 3 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 б).

Минимальная величина вязкости имеет место, когда давление в пласте становится равным пластовому давлению насыщения (рис 3 б).

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

Рис 3 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 Атабаска в Канаде.

В пластовых условиях вязкость нефти может быть в 10ки раз меньше вязкости сепарированной нефти или нефти в поверхностных условиях.

Для Арланского месторождения - разница более 20.

В пласте на нефть воздействует содержащийся в пласте газ и пластовая температура.

Влияние плотности нефти на вязкость: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые.

Классификация нефти по вязкости:

- незначительная вязкость - μ < 1 мПа * с;

- маловязкие - 1 мПа * с < μ < 5 мПа * с;

- с повышенной вязкостью - 5 мПа* с <μ < 25 мПа* с;

- высоковязкие - μ > 25 мПа* с.

- сверхвязкие - μ > 30 мПа*c

Например, вязкость нефтей залежей:

- верхнемеловые отложения Северного Кавказа 0,2-0.3 мПа*с; девон в Татарстане, Башкирии, мел Западной Сибири - 1-5 мПа*с;

- Ашальчинское месторождение сверхвязкой нефти, Ярегское месторождение в Коми ( шахтный способ добычи) - более 30 мПа*с.


В тренде

Neftegaz.RU context