Енергоресурси, паливо // В'язкість нафти
В'язкість - найважливіше технологічне властивість нафти, що визначає її рухливість в пластових умовах для видобутку або при транспортуванні магістральними нафтопроводами (МНП).
Величина в'язкості враховується при оцінці швидкості фільтрації в пласті, при виборі типу витісняє агента, при розрахунку потужності насоса видобутку нафти і ін.
Параметр в'язкість найтісніше відображає взаємодію вуглеводнів і гетероатомних з'єднань і корелює зі ступенем їх прояву.
В'язкість (абсолютна, динамічна) характеризує силу тертя (внутрішнього опору), що виникає між 2 суміжними шарами всередині рідини або газу на одиницю поверхні при їх взаємному переміщенні (рис 1).
Динамічна в'язкість визначається за рівнянням Ньютона:
де А - площа переміщаються шарів рідини або газу (рис 1);
F - сила, яка потрібна для підтримки різниці швидкостей руху між шарами на величину dv;
dy - відстань між рухомими шарами рідини (газу);
dv - різниця швидкостей рухомих шарів рідини (газу).
μ - коефіцієнт пропорційності, абсолютна, динамічна в'язкість.
Рис 1. Рух 2 х шарів рідини щодо один одного
Розмірність динамічної в'язкості визначається з рівняння Ньютона:
- система СІ - [Па * с, мПа * с], паскаль / сек;
- система СГС - [пуаз (пз), сантіпуз (СПЗ)] = [г / (см * сек)].
З в'язкістю пов'язаний параметр - плинність (j) - величина зворотна в'язкості:
Крім динамічної в'язкості для розрахунків використовують також параметр Кінематична в'язкість - властивість рідини чинити опір переміщенню однієї частини рідини відносно іншої з урахуванням сили тяжіння.
Одиниці виміру кінематичної в'язкості:
- система СІ - [м 2 / сек, мм 2 / се];
- система СГС - [стокс (ст), сантістокс (ССТ)]; сст = 1 · 10-4 м2 / сек.
В'язкість сепарований нафти зі зростанням температури зменшується, а зі зростанням тиску збільшується.
Зі збільшенням молекулярного ваги фракції, температурного інтервалу википання фракції, щільності величина в'язкості зростає.
В'язкість нафти зменшується з підвищенням кількості вуглеводневого газу розчиненого в ній, і тим більше, чим вище молекулярна маса газу (рис 2).
При збільшенням молекулярної маси вуглеводневого компонента від СН4 до С4 Н10. розчиненого в нафті в'язкість нафт буде зменшуватися, за рахунок збільшення частки неполярних з'єднань (газ ідеальна система).
Однак не всі компоненти газу підкоряються такої закономірності.
Зі збільшенням кількості азоту розчиненого в нафті в'язкість нафт в пластових умовах буде зростати.
Зі збільшенням молекулярної маси рідкої вуглеводневої компонента від С5 Н12 і вище, розчиненого в нафті, її в'язкість буде зростати за рахунок збільшення частки полярних компонентів (нафта неідеальна система).
Рис 2. Зміна в'язкості нафти Балаханского родовища при насиченні її газом
Чим більше в нафті міститься смол і асфальтенів (більше полярних компонентів), тим вище в'язкість.
В'язкість сирих нафт більше в'язкості сепарованих.
Величина в'язкості нафти корелює з величиною щільністю або питомою вагою нафти.
В'язкість пластової нафти завжди значно відрізняється від в'язкості сепарований нафти, внаслідок великої кількості розчиненого газу, що міститься в ній, пластових температур.
Підвищення температури викликає зменшення в'язкості нафти (рис 3 а).
Підвищення тиску, нижче тиску насичення призводить до збільшення газового фактора і, як наслідок, до зменшення в'язкості.
Підвищення тиску вище тиску насичення для пластової нафти призводить до збільшення величини в'язкості (рис 3 б).
Мінімальна величина в'язкості має місце, коли тиск в пласті стає рівним пластовому тиску насичення (рис 3 б).
За даними Г. Требінье в'язкість нафти в пластових умовах різних родовищ змінюється від сотень мПа * с до десятих часток мПа * с (близько 25% покладів), від до 7 мПа * с (близько 50% покладів) і від 5 до 30 мПа * с (близько 25%).
Рис 3 Зміна в'язкості пластової нафти від температури (а) і тиску (б)
Однак відомі родовища нафти, в'язкість яких в пластових умовах досягає значної величини: Російське родовище Тюменської області (μ ≈ 700-800 мПа * с), поклади Ухтинского родовища Комі (μ ≈ 2300 мПа * с), піски Атабаска в Канаді.
У пластових умовах в'язкість нафти може бути в 10 ки разів менше в'язкості сепарований нафти або нафти в поверхневих умовах.
Для Арланского родовища - різниця більше 20.
У пласті на нафту впливає міститься в пласті газ і пластова температура.
Вплив щільності нафти на в'язкість: легкі нафти менш в'язкі, ніж важкі.
Класифікація нафти по в'язкості:
- незначна в'язкість - μ <1 мПа * с;
- маловязкие - 1 мПа * с <μ <5 мПа * с;
- з підвищеною в'язкістю - 5 мПа * с <μ <25 мПа* с;
- високов'язкі - μ> 25 мПа * с.
- сверхвязкой - μ> 30 мПа * c
Наприклад, в'язкість нафт покладів:
- верхньокрейдяні відкладення Північного Кавказу 0,2-0.3 мПа * с; девон в Татарстані, Башкирії, крейда Західного Сибіру - 1-5 мПа * с;
- Ашальчінское родовище сверхвязкой нафти, Ярегское родовище в Комі (шахтний спосіб видобутку) - більш 30 мПа * с.