вязкость нефти в пластовых условиях ниже чем в поверхностных
По величине вязкости различают нефти
Классификация нефтей.
ПЛАСТОВЫЕ НЕФТИ
Физическое состояние нефти и газа при различных условиях в залежи
СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ
Свойства и состояние УВ зависят от их состава, давления и температуры. В залежах они могут находиться в жидком и газообразном состоянии или в виде газожидкостных смесей. В процессе разработки залежей в пластах и при подъеме на поверхность давление и температура непрерывно меняются, что сопровождается соответствующими изменениями состава газовой и жидкой фаз и переходом УВ из одной фазы в другую. Необходимо знать закономерности фазовых переходов, состояние и свойства УВ при различных условиях и учитывать их при подсчете запасов, проектировании и регулировании разработки проектировании и эксплуатации систем сбора и транспорта нефти и газа.
Нефть и газ представляют собой смесь УВ преимущественно метанового (парафинового) (СnН2n+2), нафтенового (CnH2n) и в меньшем количестве ароматического (CnH2n-6) рядов. По физическому состоянию в поверхностных условиях УВ от СН4 до С4Н10 — газы; от С5Н12 до С16Н34 — жидкости и от С17Н34 до С35Н72 и выше — твердые вещества, называемые парафинами и церезинами.
При большом количестве газа в пласте он может располагаться над нефтью в виде газовой шапки в повышенной части структуры. При этом часть жидких УВ нефти будет находиться в виде паров также и в газовой шапке. При высоком давлении в пласте плотность газа становится весьма значительной (приближающейся по величине к плотности легких углеводородных жидкостей). В этих условиях в сжатом газе растворяются значительные количества легкой нефти (С5Н12+С6Н14) подобно тому, как в бензине или других жидких УВ растворяются нефть и тяжелые битумы. В результате нефть иногда оказывается полностью растворенной в сжатом газе. При извлечении такого газа из залежи на поверхность в результате снижения давления и температуры растворенные в нем УВ конденсируются и выпадают в виде конденсата.
Если же количество газа в залежи по сравнению с количеством нефти мало, а давление достаточно высокое, газ полностью растворяется в нефти и тогда газонефтяная смесь находится в пласте в жидком состоянии.
С учетом сказанного в зависимости от условий залегания и количественного соотношения нефти и газа залежи УВ подразделяются на:
3) — газонефтяные или нефтегазовые (в зависимости от относительных размеров газовой шапки и нефтяной части залежи);
4) — нефтяные (с различным содержанием растворенного газа).
Газогидратные залежи содержат газ в твердом (гидратном) состоянии. Наличие такого газа обусловлено его способностью при определенных давлениях и температурах соединяться с водой и образовывать гидраты. Газогидратные залежи по физическим параметрам резко отличаются от обычных, поэтому подсчет запасов газа и разработка их во многом отличаются от применяемых для обычных месторождений природного газа. Районы распространения газогидратных залежей в основном приурочены к зоне распространения многолетнемерзлых пород.
Газожидкостная смесь УВ состоит преимущественно из соединений парафинового, нафтенового и ароматического рядов. Вместе с тем для практики добычи и переработки нефти представляют большой интерес входящие в ее состав высокомолекулярные органические соединения, содержащие кислород, серу, азот. К числу этих соединений относятся нафтеновые кислоты, смолы, асфальтены, парафин и др. Хотя их содержание в нефтях невелико, они существенно влияют на свойства поверхности раздела в пласте (в частности, поверхности пустотного пространства), на распределение жидкостей и газов в пустотном пространстве и, следовательно, на закономерности движения УВ при разработке залежей.
В зависимости от содержания легких, тяжелых и твердых УВ. а также различных примесей нефти делятся на классы и подклассы. При этом учитывается содержание серы, смол и парафина.
Нефти содержат до 5-6 % серы. Она присутствует в них в виде свободной серы, сероводорода, а также в составе сернистых соединений и смолистых веществ — меркаптанов, сульфидов, дисульфидов и др. Меркаптаны и сероводород — наиболее активные сернистые соединения, вызывающие коррозию промыслового оборудования.
По содержанию серы нефти делятся на:
— малосернистые (содержание серы не более 0,5%);
— высокосернистые (более 2,0%).
Асфальтосмолистые вещества нефти — высокомолекулярные соединения, включающие кислород, серу и азот и состоящие из большого числа нейтральных соединений неизвестного строения и непостоянного состава, среди которых преобладают нейтральные смолы и асфальтены. Содержание асфальтосмолистых веществ в нефтях колеблется в пределах 1-40%. Наибольшее количество смол отмечается в тяжелых темных нефтях, богатых ароматическими УВ.
По содержанию смол нефти подразделяются на:
— малосмолистые (содержание смол ниже 18 %);
— высокосмолистые (свыше 35%).
Нефтяной парафин — это смесь твердых УВ двух групп, резко отличающихся друг от друга по свойствам, — парафинов C17H36 — С35Н72 и церезинов С36Н74 — C55H112 Температура плавления первых 27-71°С, вторых — 65-88°С. При одной и той же температуре плавления церезины имеют более высокую плотность и вязкость. Содержание парафина в нефти иногда достигает 13-14 % и больше.
По содержанию парафинов нефти подразделяются на:
— малопарафинистые при содержании парафина менее 1,5 % по массе;
— высокопарафинистые — более 6 %.
В отдельных случаях содержание парафина достигает 25%. При температуре его кристаллизации близкой к пластовой, реальна возможность выпадения парафина в пласте в твердой фазе при разработке залежи.
Физические свойства нефтей.
Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти — это объем газа Vг растворенного в 1м 3 объема пластовой нефти Vпл.н:
G = Vг/Vп.н.
Газосодержание обычно выражают в м 3 /м 3 или м 3 /т.
Растворимость газа – это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре. Газосодержание может быть равным растворимости или меньше ее. Его определяют в лаборатории по пластовой пробе нефти, постепенно снижая давление от пластового, при котором отобрана проба, до атмосферного. Процесс дегазирования пробы может быть контактным или дифференциальным.
Контактным (одноступенчатым) называют процесс, при котором весь выделяющийся газ находится над нефтью в контакте с ней. При дифференциальном процессе дегазирования выделяющийся из раствора газ непрерывно отводится из системы.
Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющееся из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно при снижении давления коэффициент разгазировання увеличивается, но эта закономерность соблюдается не всегда.
Промысловым газовым фактором Г называется количество добытого газа в м3, приходящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор, обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовый фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты. Величина промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Она может меняться в очень широких пределах
Если при разработке в пласте газ не выделяется, то газовый фактор меньше газосодержания пластовой нефти, так как в промысловых условиях полной дегазации нефти не происходит.
Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры.
В природных условиях давление насыщения может быть равным пластовому давлению или может быть меньше него. В первом случае нефть будет полностью насыщена газом, во втором—недонасыщена. Разница между давлением насыщения и пластовым может колебаться от десятых долей до десятков мегапаскалей. Пробы нефти, отобранные с разных участков одной залежи, могут характеризоваться разным давлением насыщения. Так, на Туймазинском месторождении в Башкирии оно меняется от 8 до 9,4 МПа. Это связано как с изменением свойств нефти и газа в пределах площади, так и с влиянием на характер выделения газа из нефти свойств породы, количества и свойств связанной воды и других факторов.
Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости) βн:
βн = (1/V) (ΔV/Δp),
Коэффициент теплового расширения aн показывает, на какую часть DV первоначального объема Vo изменяется объем нефти при изменении температуры на 1 °С
aн = (1/Vo) (DV/Dt).
Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами. Его влияние наряду с влиянием других параметров сказывается как на условиях текущей фильтрации нефти, так и на величине конечного коэффициента извлечения нефти. Особенно важную роль коэффициент теплового расширения нефти играет при проектировании тепловых методов воздействия на пласт.
Объемный коэффициент пластовой нефти b показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м 3 дегазированной нефти:
где Vпл.н — объем нефти в пластовых условиях; Vдег — объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t = 20°С; rпл.п — плотность нефти в пластовых условиях; r — плотность нефти в стандартных условиях.
Объем нефти в пластовых условиях увеличивается по сравнению с объемом в нормальных условиях в связи с повышенной температурой и большим количеством газа, растворенного в нефти. Пластовое давление до некоторой степени уменьшает величину объемного коэффициента, но так как сжимаемость нефти весьма мала, давление мало влияет на эту величину.
Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда достигают 2-3. Наиболее характерные величины лежат в пределах 1,2-1,8.
Объемный коэффициент пластовой нефти используется при подсчете запасов. Он входит вместе с показателем растворимости газа в уравнение для определения геологических запасов нефти методом материального баланса при разработке залежей на режимах, связанных с расходованием естественной энергии пласта. Эти же две характеристики пластовой нефти, а также объемный коэффициент пластового газа (см. ниже) входят в формулу для определения коэффициентов нефтеотдачи при тех же режимах.
Используя объемный коэффициент, можно определить «усадку» нефти, т. е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Усадка нефти U
U = (bн-1)/bн*100
При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента.
Пересчетный коэффициент q = 1/b = Vдег/Vп.н. = rп.н./rн
По плотности пластовые нефти делятся на:
1. Легкие с плотностью менее 0.850 г/см3;
2. Тяжелые с плотностью более 0,850 г/.
Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые—низким.
Вязкость пластовой нефти mн, определяющая степень ее подвижности в пластовых условиях, также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях. Это обусловлено повышенными газосодержанием и пластовой температурой. Давление оказывает небольшое влияние на изменение вязкости нефти в области выше давления насыщения. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти. Например, для Арланского месторождения это соотношение больше 20, для Ромашкинского — 5,5. Вязкость зависит также от плотности нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые.
Вязкость нефти измеряется в мПа×с (миллипаскаль в секунду).
— незначительной вязкостью — mн 25 мПа× с.
Например, вязкость нефтей залежей: в верхнемеловых отложениях Северного Кавказа 0,2-0.3 мПа×с; в девонских отложениях Татарии, Башкирии, в меловых отложениях Западной Сибири — 1-5 мПа×с; в каменноугольных отложениях Татарии, Башкирии и Пермской области — 5-25 мПа×с. Нефть Русского месторождения в Западной Сибири характеризуется вязкостью 300 мПа×с, а нефть Ярегского месторождения в Коми АССР (добываемая шахтным способом) —2000-22000 мПа×с.
Вязкость нефти — очень важный параметр, от которого существенно зависят эффективность процесса разработки и конечный коэффициент извлечения нефти. Соотношение вязкостей нефти и воды — показатель, характеризующий темпы обводнения скважин. Чем выше это соотношение, тем хуже условия извлечения нефти из залежи с применением различных видов заводнения.
При значительном содержании в нефти парафина и асфальтенов вязкость нефти зависит от скорости деформации сдвига, т. е. при этом условии нефть приобретает свойства неньютоновскнх жидкостей вследствие возникновения в ней пространственной структуры, образованной коллоидными частицами асфальтенов. парафина и смол. Значительное влияние на структурно-механические свойства нефтей оказывают также состав пород, свойства и строение пустотного пространства. В зависимости от материала стенок пустот процесс образования и упрочения пространственной структуры в нефтях протекает тем интенсивнее. чем меньше проницаемость породы. Кроме того, вязкость неньютоновской жидкости зависит от времени ее нахождения в спокойном состоянии.
Установлено, что проводимость горных пород для структурированных нефтей в значительной степени зависит от градиентов давления. При небольших градиентах проводимость песчаников может быть в десятки раз меньше, чем при высоких.
Проявлением структурно-механических свойств нефтей в ряде случаев могут быть объяснены низкая нефтеотдача, быстрое обводнение добывающих скважин, неравномерность профилей притока.
Колориметрические свойства нефти зависят от содержания в ней окрашенных веществ (смол, асфальтенов). Специальными исследованиями установлено, что слои вещества одинаковой толщины при прочих равных условиях всегда поглощают одну и ту же часть падающего на них светового потока. Зависимость между интенсивностью светового потока It после прохождения через раствор какого-либо вещества и толщиной слоя раствора L описывается основным уравнением (законом) колориметрии:
где I0 — интенсивность падающего светового потока; Kсп — коэффициент светопоглощения; С — концентрация вещества в растворе.
Размерность коэффициента светопоглощения — 1/см. За единицу Ксп принят коэффициент светопоглощения такого вещества, в котором при пропускании света через слой толщиной 1 см интенсивность светового потока падает в е = 2,718 раз. Величина Ксп зависит от длины волны падающего света, природы растворенного вещества, температуры раствора и не зависит от толщины слоя.
Ксп определяется при помощи фотоколориметра. Фотоколориметрия — один из методов изучения изменения свойств нефти в пределах залежи или месторождения. По изменению колориметрических свойств нефти можно судить об изменении других ее свойств — вязкости, плотности. Контроль за величиной Кспнефти в процессе разработки позволяет решать ряд задач нефтегазопромысловой геологии.
Для нефтяных залежей характерно закономерное изменение основных свойств нефти в пределах площади и объема залежи: увеличение плотности, вязкости, величины коэффициента светопоглощения. содержания асфальтосмолистых веществ, парафина и серы по мере возрастания глубины залегания пласта, т. е. от свода к крыльям и от кровли к подошве (в мощных пластах). Иногда малоподвижные высоковязкие УВ (асфальты, твердые битумы и т. и.) образуют в подошве залежи монолитный слой. который частично или полностью запечатывает залежь, изолируя ее от законтурной области. Эти закономерности объясняются физико-химическим взаимодействием нефти с подошвенной водой.
Значения коэффициента светопоглощения на Бавлинском месторождении колеблются в пределах 190-450 ед.. На Западно-Сургутском месторождении величина этого коэффициента меняется в пласте БC10 от 300 до 550 ед.
Физические свойства пластовых нефтей исследуют в специальных лабораториях по глубинным пробам, отобранным из скважин герметичными пробоотборниками. Плотность и вязкость находят при постоянном давлении, равном начальному пластовому. Остальные характеристики определяют при начальном пластовом и при постепенно снижающемся давлении. В итоге строят графики изменения различных коэффициентов в зависимости от давления, а иногда и от температуры. Эти графики и используются при решении геологопромысловых задач.
Вязкость нефти и нефтепродуктов: расчёт нефтяной характеристики
Что такое сырая нефть?
Сырая нефть – это природная смесь углеводородов, находящихся под землей. Она может варьироваться в диапазоне от высоковязкой жидкости до густого смолянистого вещества. Цвет сырой нефти также может варьироваться от светло-желтого до темно-коричневого или черного. Это вещество является одним из наиболее широко используемых источников топлива во всем мире, и нефть, а также производные нефти торгуются во всем мире на нефтяных рынках. Этот источник топлива должен быть переработан, прежде чем его можно будет использовать, и после его переработки образуются различные категории нефтепродуктов.
Типы классификаций
Существует множество классификаций нефтей, применяющихся для оценки свойств нефти в зависимости от страны. Вот основные из них:
Вязкость, как физическая величина
Вязкость, или внутренне трение, — это свойство текучих тел оказывать сопротивление необратимому перемещению одной их части относительно другой. Главным образом вязкость зависит от химического строения, молекулярной массы вещества, а также от условий ее определения.
Согласно общему закону внутреннего трения Ньютона, сила внутреннего трения жидкости (f) зависти от:
Коэффициент пропорциональности η, присутствующий в формуле, и зависящий от молекулярных сил сцепления жидкости, получил название коэффициент внутреннего трения, или динамическая вязкость.
| Анилин | 20 | 4,3 |
| Бензин | 15 | 0,65 |
| Бензол | 20 | 0,07 |
| Глицерин 50% водный раствор | 20 | 6 |
| Глицерин 86% водный раствор | 20 | 105 |
| Глицерин безводный | 20 | 870 |
| Керосин | 15 | 2,7 |
| Нефть легкая | 18 | 25 |
| Нефть тяжелая | 18 | 140 |
| Скипидар | 16 | 1,83 |
| Спирт этиловый | 20 | 2,54 |
| Дизельное топливо (ГОСТ 305-82) | 20 | 18 — 60 |
| Масло авиационное МС, МК (ГОСТ 21743-76) | 100 | 14 – 22 |
| Масло веретенное АУ (ГОСТ 1642-75) | 20 | 49 |
| Масло индустриальное (ГОСТ 20799-75): | — | — |
| И-5А | 50 | 4 |
| И-8А | 50 | 7 |
| И-12А | 50 | 12 |
| И-25А | 50 | 25 |
| И-30А | 50 | 30 |
| И-40А | 50 | 40 |
| И-70А | 50 | 70 |
| И-100А | 50 | 100 |
| Касторовое масло | 20 | 1002 |
| Турбинное масло (ГОСТ 32-74, ГОСТ 9972-74): | — | — |
| ТП-30 | 50 | 30 |
| ТП-46 | 50 | 46 |
Различные типы вязкости
Чаще всего в лабораториях измеряют и рассчитывают динамическую и кинематическую вязкость нефтепродуктов.
Исследование должно проводиться по стандарту: это ГОСТ вязкости нефтепродуктов − 33-2000.
Если вязкость нефтепродукта нельзя определить по ГОСТ-33, применяется ГОСТ 6258-85 и исследуется условная вязкость нефтепродуктов. Ее записывают в градусах условной вязкости. Методика очень простая: сначала измеряется за какое время проба вещества в 200 мл истечет из вискозиметра при заданной температуре. Потом исследуется время истечения 200 мл дистиллированной воды при 20 °С. Отношение первое полученной величины ко второй и является условной вязкостью.
Определение кинематической вязкости нефтепродукта в капиллярных вискозиметрах
Приборы для определения вязкости называются вискозиметрами. Чаще всего для определения кинематической вязкости по ГОСТ 33-82 пользуются стеклянными вискозиметрами типа.
Пинкевича и ВПЖТ-2 с помощью которых измеряют кинематическую вязкость продуктов при положительных и отрицательных значениях температуры. В основе метода лежит известная формула Пуазейля для динамической вязкости:
Условная вязкость
Этот параметр (обозначение ВУ) получают путем деления промежутка времени, за который истекает определенный объем жидкого образца, на период времени, за который истекает такой же объем стандартной жидкости. Время истекания измеряется в вертикальной трубе заранее определенной длины и диаметра. Условия для обеих жидкостей должны быть абсолютно одинаковы.
По Государственному стандарту номер 6258 – 85 для измерения этой величины используют 200 кубических сантиметров исследуемой жидкости и такое же количество дистиллированной воды. Прибор, которым проводятся измерения, называется вискозиметр. Измерения проводят при температуре 20 градусов Цельсия. Единица измерения – градус Энглера (обозначение – градус ВУ или °E).
Относительная вязкость
Эта величина представляет собой отношение коэффициента динамической вязкости исследуемого жидкого вещества (обозначение μ) к такому же коэффициенту, характерному для чистого растворителя (обозначение μ), измеренным при одинаковых условиях:
В Соединенных Штатах Америки эту физическую характеристику зачастую измеряют в так называемых УСС (универсальная секунда Сейболта, SUS либо SSU).
Измерения проводятся также специальным вискозиметром с отверстием определенного калибра. Через это отверстие пропускают 60 кубических сантиметров образца исследуемого вещества либо при температуре 100 градусов по Фаренгейту (37,8 градуса Цельсия), либо при температуре 210 градусов по Фаренгейту (98,9 градуса Цельсия), после чего засекают время истечения исследуемого образца.
Для веществ с высоким уровнем этого параметра (например. мазутов и котельного топлива) в США применяется специальный вискозиметр Сейболта FUROL. Единицей таких измерений является секунда Сейболта FUROL, обозначаемая как SSF.
Динамическая вязкость
Эту величину рассчитывают по так называемой формуле Пуазейля:
η = ((π * Р * r4) / 8 * v * L)) * t
Расшифруем незнакомые обозначения:
P – это давление, под которым происходит движение жидкого вещества;
L – длина капилляра, по которому протекает жидкость;
r – диаметр этого капилляра;
t – время, за которое это протекание происходит.
Измеряется эта величина в Па/с(паскаль-секунда, система СИ) или в пз (пуазах, система СГС).
Связь динамической и кинематической вязкости
Вязкость жидкости определяет способность жидкости сопротивляться сдвигу при ее движении, а точнее сдвигу слоев относительно друг друга. Поэтому на производствах, где требуется перекачка различных сред, важно точно знать вязкость перекачиваемого продукта и правильно подбирать насосное оборудование.
В технике встречаются два вида вязкости.
Перевод кинематической вязкости в динамическую производят с помощью формулы, указанной ниже, через плотность при заданной температуре:
v – кинематическая вязкость,
n – динамическая вязкость,
Таким образом, зная ту или иную вязкость и плотность жидкости можно выполнить пересчет одного вида вязкости в другой по указанной формуле или через конвертер выше.
Измерение вязкости
Понятия для этих двух типов вязкости присуще только жидкостям в связи с особенностями способов измерения.
Измерение кинематической вязкости используют метод истечения жидкости через капилляр (например используя прибор Уббелоде). Измерение динамической вязкости происходит через измерение сопротивление движения тела в жидкости (например сопротивление вращению погруженного в жидкость цилиндра).
От чего зависит значение величины вязкости?
Вязкость жидкости зависит в значительной мере от температуры. С увеличением температуры вещество становится более текучим, то есть менее вязким. Причем изменение вязкости, как правило, происходит достаточно резко, то есть нелинейно.
Поскольку расстояние между молекулами жидкого вещества намного меньше, чем у газов, у жидкостей уменьшается внутреннее взаимодействие молекул из-за снижения межмолекулярных связей.
Кстати, прочтите эту статью тоже: Твердые горючие ископаемые
Форма молекул и их размер, а также взаимоположение и взаимодействие могут определять вязкость жидкости. Также влияет их химическая структура.
Например, для органических соединений вязкость возрастает при наличии полярных циклов и групп.
Для насыщенных углеводородов – рост происходит при “утяжелении” молекулы вещества.
Факторы, влияющие на вязкость нефти
В зависимости от этапа работы с нефтью, то есть от процесса добычи до транспортировки, переработки и доставки нефтепродуктов конечному потребителю, вязкость может значительно меняться, что должно быть учтено при разработке систем транспортировки и хранения.
В общем случае на вязкость нефти влияет:
Плотность нефти также влияет на коэффициент вязкости, чем она выше, тем выше вязкость продукта. Принята такая условная классификация нефти по вязкости:
При этом вязкость продукта может меняться на разных стадиях ее добычи, транспортировки и переработки, поэтому это также должно быть учтено при разработке систем транспортировки и хранения нефти и нефтепродуктов.
Зависимость вязкости от температуры
Зависимость вязкости нефтепродуктов от температуры является очень важной характеристикой как в технологии переработки нефти (перекачка, теплообмен, отстой и т. д.), так и при применении товарных нефтепродуктов (слив, перекачка, фильтрование, смазка трущихся поверхностей и т. д.).
С понижением температуры вязкость их возрастает. На рисунке приведены кривые изменения вязкости в зависимости от температуры для различных смазочных масел.
Общим для всех образцов масел является наличие областей температур, в которых наступает резкое повышение вязкости.
Существует много различных формул для расчета вязкости в зависимости от температуры, но наиболее употребляемой является эмпирическая формула Вальтера:
Дважды логарифмируя это выражение, получаем:
По данному уравнению Е. Г. Семенидо была составлена номограмма на оси абсцисс которой для удобства пользования отложена температура, а на оси ординат — вязкость.
По номограмме можно найти вязкость нефтепродукта при любой заданной температуре, если известна его вязкость при двух других температурах. В этом случае значение известных вязкостей соединяют прямой и продолжают ее до пересечения с линией температуры. Точка пересечения с ней отвечает искомой вязкости. Номограмма пригодна для определения вязкости всех видов жидких нефтепродуктов.
Для нефтяных смазочных масел очень важно при эксплуатации, чтобы вязкость как можно меньше зависела от температуры, поскольку это обеспечивает хорошие смазывающие свойства масла в широком интервале температур, т. е. в соответствии с формулой Вальтера это означает, что для смазочных масел, чем ниже коэффициент В, тем выше качество масла.
Это свойство масел называется индексом вязкости, который является функцией химического состава масла. Для различных углеводородов по-разному меняется вязкость от температуры. Наиболее крутая зависимость (большая величина В) для ароматических углеводородов, а наименьшая — для алканов. Нафтеновые углеводороды в этом отношении близки к алканам.
Для всех масел с ν100 70 мм2/с), то величины, входящие в формулу, определяют по специальным формулам, приведенным в стандарте.
Значительно проще определять индекс вязкости по номограммам.
Еще более удобная номограмма для нахождения индекса вязкости разработана Г. В. Виноградовым. Определение ИВ сводится к соединению прямыми линиями известных величин вязкости при двух температурах. Точка пересечения этих линий соответствует искомому индексу вязкости.
Индекс вязкости — общепринятая величина, входящая в стандарты на масла во всех странах мира. Недостатком показателя индекса вязкости является то, что он характеризует поведение масла лишь в интервале температур от 37,8 до 98,8°С.
Многими исследователями было подмечено, что плотность и вязкость смазочных масел до некоторой степени отражают их углеводородный состав. Был предложен соответствующий показатель, связывающий плотность и вязкость масел и названный вязкостно-массовой константой (ВМК). Вязкостно-массовая константа может быть вычислена по формуле Ю. А. Пинкевича:
В зависимости от химического состава масла ВМК его может быть от 0,75 до 0,90, причем, чем выше ВМК масла, тем ниже его индекс вязкости.
В области низких температур смазочные масла приобретают структуру, которая характеризуется пределом текучести, пластичности, тиксотропностью или аномалией вязкости, свойственными дисперсным системам.
Результаты определения вязкости таких масел зависят от их предварительного механического перемешивания, а также от скорости истечения или от обоих факторов одновременно.
Структурированные масла, так же как и другие структурированные нефтяные системы, не подчиняются закону течения ньютоновских жидкостей, согласно которому изменение вязкости должно зависеть только от температуры.
Масло с неразрушенной структурой имеет значительно большую вязкость, чем после ее разрушения. Если понизить вязкость такого масла путем разрушения структуры, то в спокойном состоянии эта структура восстановится и вязкость примет первоначальное значение. Способность системы самопроизвольно восстанавливать свою структуру называется тиксотропией.
С увеличением скорости течения, точнее градиента скорости (участок кривой 1), структура разрушается, в связи с чем вязкость вещества снижается и доходит до определенного минимума.
Этот минимум вязкости сохраняется на одном уровне и при последующем возрастании градиента скорости (участок 2) до появления турбулентного потока, после чего вязкость вновь нарастает (участок 3).
Зависимость вязкости от давления
Вязкость жидкостей, в том числе и нефтепродуктов, зависит от внешнего давления. Изменение вязкости масел с повышением давления имеет большое практическое значение, так как в некоторых узлах трения могут возникать высокие давления.
Зависимость вязкости от давления для некоторых масел иллюстрируется кривыми, вязкость масел с повышением давления изменяется по параболе. При давлении Р она может быть выражена формулой:
В нефтяных маслах меньше всего с повышением давления изменяется вязкость парафиновых углеводородов и несколько больше нафтеновых и ароматических. Вязкость высоковязких нефтепродуктов с увеличением давления повышается больше, чем вязкость маловязких. Чем выше температура, тем меньше изменяется вязкость с повышением давления.
При давлениях порядка 500 — 1000 МПа вязкость масел возрастает настолько, что они теряют свойства жидкости и превращаются в пластичную массу.
Для определения вязкости нефтепродуктов при высоком давлении Д.Э.Мапстон предложил формулу:
На основе этого уравнения Д.Э.Мапстоном разработана номограмма, при пользовании которой известные величины, например ν0 и Р, соединяют прямой линией и отсчет получают на третьей шкале.
Вязкость смесей
При компаундировании масел часто приходится определять вязкость смесей. Как показали опыты, аддитивность свойств проявляется лишь в смесях двух весьма близких по вязкости компонентов.
При большой разности вязкостей смешиваемых нефтепродуктов, как правило, вязкость меньше, чем вычисленная по правилу смешения.
Приближенно вязкость смеси масел можно рассчитать, если заменить вязкости компонентов их обратной величиной — подвижностью (текучестью) ψсм:
Для определения вязкости смесей можно также пользоваться различными номограммами. Наибольшее применение нашли номограмма ASTM и вискозиграмма Молина-Гурвича. Номограмма ASTM базируется на формуле Вальтера.
Номограмма Молина-Гуревича составлена на основании экспериментально найденных вязкостей смеси масел А и В, из которых А обладает вязкостью °ВУ20 = 1,5, а В — вязкостью °ВУ20 = 60. Оба масла смешивались в разных соотношениях от 0 до 100% (об.
), и вязкость смесей устанавливалась экспериментально. На номограмме нанесены значения вязкости в уел. ед. и в мм2/с.
Вязкость газов и нефтяных паров
Вязкость углеводородных газов и нефтяных паров подчиняется иным, чем для жидкостей, закономерностям. С повышением температуры вязкость газов возрастает. Эта закономерность удовлетворительно описывается формулой Сазерленда или Фроста
Для приближенных расчетов принимаем, что С = 1,22·Ткип. Более точные значения С и m.
Вязкость природных газов известной молекулярной массы или относительной плотности (по воздуху) при атмосферном давлении и заданной температуре может быть определена по кривым, представленным на рисунке.
Как видно из рисунка, с повышением относительной плотности и понижением температуры вязкость газа уменьшается.
Вязкость газов мало зависит от давления в области до 5-6 МПа. При более высоких давлениях она растет и при давлении около 100 МПа увеличивается в 2-3 раза по сравнению с вязкостью при атмосферном давлении. Для определения вязкости при повышенных давлениях пользуются эмпирическими графиками.