4.2. В’язкість нафти
В'язкість- найважливіша технологічна властивість нафтової системи. Величина в'язкості враховується при оцінці швидкості фільтрації в пласті, при виборі типу агента, що витісняє, при розрахунку потужності насоса видобутку нафти та ін.
Нафта - неідеальна система.
З точки зору хімії вуглеводні та гетероатомні сполуки взаємодіють одна з одною, за рахунок фізичної, Ван-дер-Ваальсівської взаємодії – кулонівська, диполь-дипольна, орієнтаційна, індукційна, дисперсійна.
З точки зору математики всі макропараметри нафтових систем, що спостерігаються, не можна розраховувати за принципом адитивності. Параметр в'язкість найбільш тісно відображає ці взаємодії і корелює зі ступенем їхнього прояву.
В'язкість (абсолютна, динамічна)характеризує силу тертя (внутрішнього опору), що виникає між двома суміжними шарами всередині рідини або газу на одиницю поверхні при їх взаємному переміщенні (рис. 4.2).
Динамічна в'язкістьвизначається за рівнянням Ньютона:
де А – площа шарів, що переміщаються рідини або газу (рис. 4.2);
F – сила, потрібна підтримки різниці швидкостей руху між шарами на величину dv;
dy – відстань між шарами рідини (газу), що рухаються;
dv - різниця швидкостей рухомих шарів рідини (газу).
μ – коефіцієнт пропорційності, абсолютна, динамічна в'язкість.
Мал. 4.2. Рух двох шарів рідини щодо один одного
Розмірність динамічної в'язкості визначається з рівняння Ньютона:
система СІ - [Пас, мПас];
система СГС – [пуаз (пз), сантипуз (спз)] = [г/(смс)].
З в'язкістю пов'язаний параметр -плинність () - величина зворотна в'язкості:
Крім динамічної в'язкості для розрахунків використовують також параметркінематичну в'язкість- властивість рідини чинити опір переміщенню однієї частини рідини щодо іншої з урахуванням сили тяжіння.
Одиниці вимірювання кінематичної в'язкості:
- Система СІ - [м 2 / с, мм 2 / с];
– система СГС – [стокс (ст), сантистокс (ст)); 1сст = 1 · 10 -4 м 2 / с.
В'язкість сепарованої нафтизі зростанням температури зменшується, а зі зростанням тиску збільшується.
Зі збільшенням молекулярної ваги фракції, температурного інтервалу википання фракції, густини величина в'язкості зростає.
В'язкість нафти зменшується з підвищенням кількості вуглеводневого газу розчиненого в ній, і тим більше, чим вища молекулярна маса газу (рис. 4.3).
При збільшенням молекулярної маси вуглеводневого компонента від СН4 до С4Н10, розчиненого в нафті в'язкість нафт буде зменшуватися, за рахунок збільшення частки неполярних сполук (газ ідеальна система).
Проте чи всі компоненти газу підпорядковуються такий закономірності. Зі збільшенням кількості азоту розчиненого в нафті в'язкість нафт у пластових умовах зростатиме.
Зі збільшенням молекулярної маси рідкого вуглеводневого компонента від С5Н12 і вище, розчиненого в нафті в'язкість нафт буде зростати, за рахунок збільшення частки полярних компонентів (нафта неідеальна система).
Мал. 4.3. Зміна в'язкості нафти Балаханського родовища під час насичення її газом
Чим більше нафти міститься смол і асфальтенів (більше полярних компонентів), тим вище в'язкість.
В'язкість "сирих" нафт більше в'язкості сепарованих.
Як правило, величина в'язкості нафтикорелює з величиною щільністю чи питомою вагою нафти.
В'язкість пластової нафтизавжди значно відрізняється від в'язкості сепарованої нафти, внаслідок великої кількості розчиненого газу, що міститься в ній, пластових температур.
Підвищення температури викликає зменшення в'язкості нафти (рис. 4.4 а). Підвищення тиску, нижче тиску насичення призводить до збільшення газового фактора і, як наслідок, зменшення в'язкості. Підвищення тиску вище тиску насичення пластової нафти призводить до збільшення величини в'язкості (рис. 4.4. б).
Мінімальна величина в'язкості має місце, коли тиск у пласті стає рівним пластовому тиску насичення (рис. 4.4. б).
За даними Г.Ф. Треба в'язкість нафти у пластових умовах різних родовищ змінюється від сотень мПас до десятих часток мПас (близько 25 % покладів), від 1 до 7 мПас (близько 50 % покладів) та від 5 до 30 мПас (близько 25%).
Мал. 4.4. Зміна в'язкості пластової нафти від температури (а) та тиску (б)
Проте відомі родовища нафти, в'язкість яких у пластових умовах досягає значної величини: українське родовище Тюменської області (μ ≈ 700-800 мПас), поклади Ухтинського родовища Комі (μ ≈ 2300 мПас), піски оз. Атабаска у Канаді.
У пластових умовах в'язкість нафти може бути в десятки разів менша за в'язкість сепарованої нафти.