Закономерности изменения вязкости нефти

Введение

Характеризуя нефть, мы говорим, что – это природная маслянистая жидкость, которая обладает свойством горючести и состоит из сложной смеси углеводородных соединений, а также элементов органического происхождения. Говоря о цвете, то нефть может быть красно–коричневого или же черного цвета. Реже встречаются такие виды нефти, которые бывают желто–зеленого цвета или же не имеют цвета вообще. И как правило, имеет несколько специфический запах. Все запасы нефти находят в осадочных породах Земли. Считается что на сегодняшний день нефть – это самое важное полезное ископаемое. Добыча и переработка нефти, всегда была, есть и будет прибыльной. Очень важным в этом деле является высокая квалификация работников, их навыки, умения и знания, необходимые для правильной организации деятельности. Для эффективной работы нужно организовать деятельность по нефтедобыче и нефтепереработке, а также необходимо хорошо знать свойства этого вещества. Изучением этих свойств занимается целая наука, которая носит название нефтегазопромысловая геология. Кроме свойств нефти, эта наука изучает и строение залежей нефти и газа.
Одним из самых важных свойств нефти является вязкость нефти. Это свойство изменяется в довольно больших пределах. Оно может быть 1,98 квадратных миллиметров в секунду или же 265, 90 квадратных миллиметров в единицу времени. Несомненно, такие показатели характерны для различных типов нефти, которые разрабатываются на территории нашей страны. Вязкость нефти зависит от ее фракционного состава, а также от температуры. Выделяют такую закономерность: чем выше температура, чем больше фракций проходит нефть, тем ниже становится ее вязкость. Вязкость нефти, наряду с молекулярной массой, плотностью, температурой кристаллизации, теплоемкостью, электрической проводимостью, температурой вспышки, является физическим свойством. Занимаясь изучением вязкости нефтей становиться понятно, что существует особая классификация нефти по вязкости. Как правило, по содержанию серы нефть может быть малосернистой, сернистой, а также высокосернистой. Если классифицировать это вещество по содержанию фракций, которые выкипают при температуре 3 500 градусов Цельсия, то нефть может быть разделена на такие типы, как Т1, Т2 и Т3. Тип Т1 подразумевает собой количество фракций, меньше 45 процентов. Тип Т2 обозначает наличие 30 – 44 процентов фракций, а тип Т3 говорит о том, что фракций имеется менее 30 процентов. Если говорить о содержании масел, то нефть можно разделить на типы М1, если масел содержится от 25 процентов и больше, а также М2, если их в нефти содержится менее 25 процентов. По качеству масел нефть делится на тип И1, если индекс вязкости больше 85, и тип И2, если индекс варьируется от 40 до 85. Данные классификации могут сочетаться между собой, что и будет составлять шифр технологической классификации данного продукта. Для использования часто приходится уменьшать вязкость нефти и разработаны несколько способов. Среди них выделяют, нагрев при высоких температурах, эмульсию нефти в водной среде с использованием специальных эмульгаторов. А также можно воздействовать на жидкость разными типами электромагнитного излучения или же обрабатывать нефть, используя ультразвуковые колебания, при этом они должны быть очень высокой интенсивности. Несмотря на такое разнообразие чаще всего, используют нагревание, применяя при этом котлы, которые выделяют тепло в процессе сжигания угля, природного газа или же непосредственно нефти, которую отбирают из того же самого нефтепровода. Теоретические оценки для описания изменения вязкости могут быть даны только применительно к реакциям образования линейных полимеров, поскольку для разветвленных макромолекул отсутствуют общие соотношения, связывающие их структуру с реологическими характеристиками материала. Закономерности изменения вязкости в зависимости от степени превращения определяются химизмом реакции.
Поскольку вязкость является одним из основных эксплуатационных качеств масел, то изучение закономерностей изменения вязкости от температуры является весьма важным. Чем меньше нефть меняет свою вязкость при изменении температуры, или, другими словами, чем положе вязкостно-температурная кривая, тем выше качество нефти.
В качестве растворителя используют пресные и минерализованные воды с различной степенью кислотности рН и минерализации. Уменьшение вязкости растворов при использовании в качестве растворителя минерализованной воды вместо пресной наблюдается и для других типов полимеров, это в определенной степени объясняет закономерности изменения вязкости.


1. Вязкость нефти
Важнейшим технологическим свойством нефтяной системы, которое очень важно учитывать при составлении проектов разработки нефтяных месторождений является вязкость нефти. Она играет огромную роль при движении ее по пласту. От величины вязкости нефти и от ее соотношения с вязкостью воды зависит динамика обводнения залежи и условия эффективной добычи нефти. Важно заметить, что, вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной нефти вследствие большого количества растворенного газа, повышенного давления и температуры. А также помнить, что она уменьшается с повышением количества углеводородного газа, растворенного в нефти. При этом с увеличением молярной массы газового компонента (от СН4 к С4Н10) вязкость нефти уменьшается, а с увеличением молярной массы жидкого компонента (от С5Н12 к высшим) – возрастает. С увеличением количества азота, растворенного в нефти, вязкость пластовых нефтей возрастает. Доказано что, повышение давления вызывает увеличение вязкости, а повышение температуры – уменьшение. А также что чем больше в нефтях смол и асфальтенов, тем выше вязкость. Вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от сотен mПас до десятых долей mПас. Важно заметить, что, в пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти. В мире наиболее распространены залежи нефти, разрабатываемые на напорных режимах (или эти режимы работы воспроизводятся и поддерживаются искусственно путем нагнетания в залежь воды или газа). Нефть из таких залежей вытесняется агентами – краевой или нагнетаемой водой, газом газовой шапки или газом, нагнетаемым в пласт с поверхности. А также, кроме свободного газа, нефть из пласта может вытесняться газом, выделяющимся из пластовой нефти, если давление в залежи падает ниже давления насыщения. Большинство месторождения, где первоначально имелись газовые шапки или развивался свободный газ в результате начального действия режима растворенного газа, превратились в месторождения с водонапорным режимом и эксплуатируются под гидравлическим напором. Несмотря на существенные различия в отдельных деталях процесса, общая качественная схема вытеснения нефти водой или газом имеет много общего. Нефть и вытесняющий ее агент движутся одновременно в пористой среде. К сожалению полного вытеснения нефти, замещающими ее агентами никогда не происходит, так как ни газ, ни вода не действуют как поршни. В результате неоднородности размеров пор в процессе замещения вытесняющая жидкость или газ с меньшей вязкостью неизбежно опережают нефть. Проведя исследования было установлено, что с увеличением вязкости нефти значительнее проявляются различные местные неоднородности физических свойств пород, приводящие к возникновению небольших, но многочисленных участков, обойденных фронтом воды и плохо ею промываемых. А также было сделано заключение что высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды ведет к уменьшению нефтеотдачи. От вида используемой энергии зависит нефтеотдача. Было отмечено, что наибольшее ее значение отмечается в условиях вытеснения нефти водой, так как, помимо других факторов, соотношение вязкости нефти и воды более благоприятно, чем соотношение вязкости газа и нефти. Необходимо заметить, что динамика обводнения залежей с различным соотношением вязкостей нефти и воды в пластовых условиях весьма разнообразна Параметры, влияющие на нефтеотдачу, могут быть неодинаковы в зависимости от строения и свойств пласта, а также состояния жидкостей в пористой среде. Но считается что применение способов, ведущих к уменьшению различия вязкостей пластовой нефти и вытесняющего агента, ведет к увеличению нефтеотдачи

. Общепринято считать, что, идея использования полимеров для повышения эффективности процесса заводнения основана на способности их водных растворов даже при низкой концентрации полимера значительно снижать соотношение вязкостей нефти и воды и уменьшать подвижность последней в высокопроницаемых пропластках, выравнивая продвижение водонефтяного контакта. А добиться понижение вязкости нефти можно путем нагнетания в пласт горячей воды. Нужно отметить что, если температура прогрева высокая, то значительное понижение вязкости нефти будет, способствовать увеличению нефтеотдачи, хотя при нагнетании горячей воды на нефтеотдачу пласта влияет большое количество факторов и конечно же учет влияния каждого довольно затруднителен. В нефтепромысловой практике известны методы добычи нефти с нагнетанием в пласт загущенных вод, оторочки из сжиженного углекислого газа, с вытеснением нефти пенами, стабилизированными поверхностно-активными веществами, методы внутрипластового горения и др. Все эти методы позволяют, увеличивая вязкость воды или снижая вязкость нефти, создать более благоприятные условия для повышения нефтеотдачи. При решении самых разнообразных вопросов нефтедобывающей промышленности, таких как выбор темпов отбора жидкости из залежи, оценка скорости фильтрации нефти и газа в пласте, выбор типа вытесняющего агента, расчет мощности насосов и другое, учитывается величина вязкости.
Важнейшее технологическое свойство нефти - это вязкость, которая определяет ее подвижность в пластовых условиях для добычи или при транспортировке по магистральным нефтепроводам (МНП).Необходимо заметить, что 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)
Так же кроме динамической вязкости для расчетов используют и параметр Кинематическая вязкость - свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учетом силы тяжести.
Установлена закономерность о том, что, 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. С повышением количества углеводородного газа, растворенного в нефти вязкость, уменьшается, и происходит это, тем больше, чем выше молекулярная масса газа. При увеличении молекулярной массы углеводородного компонента от СН4 к С4Н10, растворенного в нефти, вязкость нефтей будет уменьшаться, за счет увеличения доли неполярных соединений (газ идеальная система). Нужно заметить, что не все компоненты газа подчиняются такой закономерности.
С ростом количества азота, растворенного в нефти вязкость нефтей в пластовых условиях будет возрастать. С увеличением молекулярной массы жидкого углеводородного компонента от С5Н12и выше, растворенного в нефти, ее вязкость будет возрастать за счет увеличения доли полярных компонентов (нефть неидеальная система). Как правило 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. Нужно заметить, что вязкость сырых нефтей больше вязкости сепарированных. Величина вязкости нефти коррелирует с величиной плотностью или удельным весом нефти. Как следствие, вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной нефти, вследствие большого количества растворенного газа, содержащегося в ней, пластовых температур. Проведя ряд исследований было замечено, что повышение температуры вызывает уменьшение вязкости нефти (рис 2 а). Повышение давления, ниже давления насыщения приводит к увеличению газового фактора и, как следствие, к уменьшению вязкости, а повышение давления выше давления насыщения для пластовой нефти приводит к увеличению величины вязкости и самая минимальная величина вязкости имеет место, когда давление в пласте становиться равным пластовому давлению насыщения. (рис 2б)

Рис 2. Изменение вязкости пластовой нефти от температуры (а) и давления (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 %). 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;
-  HYPERLINK "http://neftegaz.ru/tech_library/view/4250/" Ашальчинское месторождение сверхвязкой нефти, Ярегское месторождение в Коми ( шахтный способ добычи) - более 30 мПа*с.

2. Методы измерения вязкости
Огромное разнообразие существующих методов и конструкций приборов для измерения вязкости – вискозиметров – обусловлено как широким диапазоном значений вязкости (от 10-5 Пас у газов до 1012 Пас у ряда полимеров), так и необходимостью измерять вязкость в условиях низких или высоких температур и давлений. Были изучены и описаны различные методы измерения вязкости анизотропных жидкостей к ним относятся, метод сдвигового течения, ультразвуковые методы, метод вращающегося магнитного поля, метод светорассеяния на термических флуктуациях, определение вязкости по затуханию периодических колебаний пластины, помещенной в исследуемую среду, и др. К особой группе можно отнести методы измерения вязкости в малых объемах среды (микровязкость). Которые основаны на наблюдении броуновского движения, подвижности ионов, диффузии частиц. В практике лабораторий, изучающих свойства нефтей и газов, наиболее распространены три метода измерения вязкости: капиллярный, падающего шара и соосных цилиндров (ротационный). В основе которых лежат соответственно закон Пуазейля, закон Стокса и закон течения жидкости между соосными цилиндрами.
2.1. Природа сил внутреннего трения
Говоря о вязкости, мы подразумеваем– силу трения, возникающую между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единице поверхности при их взаимном перемещении. Причина возникновения этой силы заключается в том, что слои жидкости (или газа), движущиеся с разными скоростями, обмениваются молекулами