Реологические свойства нефтий

Вязкость влияет на реологические свойства нефтей.

Реология – наука, изучающая механическое поведение твердо-жидкообразных тел, структурно–механические свойства нефтей.

В уравнении 3.7 координату скорости (dv) можно представить как dx /dt, где x - длина пути в направлении скорости движения v, а t – время. Величина dx/dy характеризует сдвиг (γ) слоев, деформацию. Соотношение F/A – есть величина касательного напряжения (τ), развиваемое в движущихся слоях жидкости. Тогда, для ньютоновских жидкостей уравнение Ньютона можно записать:

dγ/dt = τ/μ. (4.9)

Уравнение 4.9, описывающее связь между касательным напряжением (τ) и скоростью сдвига (dγ/dt), называется реологическим.

У ньютоновских жидкостей скорость сдвига пропорциональна касательному напряжению (давлению) и обратно пропорциональна вязкости жидкости (рис. 4.5). По аналогии с законом Гука: упругое поведение характеризуется пропорциональностью между напряжением и деформацией сдвига.

Вязкость ньютоновской жидкости (μ) зависит только от температуры, давления.

Рис. 4.5. Схема сдвига слоев жидкости

Вязкость неньютоновской жидкости (μ) зависит от температуры, давления, скорости деформации сдвига и времени нахождения в спокойном состоянии.

Реологические характеристики нефтей в значительной степени определяются содержанием в них смол, асфальтенов и твердого парафина.

Вязкопластичное течение жидкости описывается уравнением Бингама:

τ = τ_о + μ^* (d γ/dt), (4.10)

где τ_о – динамическое напряжение сдвига;

μ^* – кажущаяся вязкость пластичных жидкостей, равная угловому коэффициенту линейной части зависимости dγ/dt = ƒ(τ).

Движение вязкопластичных нефтей аппроксимируется степенным законом зависимости касательного напряжения (τ) от модуля скорости деформации (dγ/dt):

τ = К(dγ/dt)ⁿ, (4.11)

где К – мера консистенции жидкости;

n – показатель функции.

С увеличением вязкости величина консистенции жидкости возрастает. Линии консистентности для различных типов реологически стационарных неньютоновских жидкостей приведены на рис. 4.6.

При n = 1, уравнение 4.11 описывает течение ньютоновских жидкостей (рис. 4.6., кривая 3), проявляющие упругие свойства. К ньютоновским жидкостям относятся, растворы индивидуальных углеводородов, смеси углеводородов до С₁₇, газоконденсатные системы, легкие нефти, молекулярные растворы.

При n < 1 поведение нефти соответствуют псевдопластикам (кривая 2) – упруго-пластичной жидкости. Примером могут служить нефти, компоненты которых склонны к образованию надмолекулярных структур, высокопарафинистые дегазированные нефти, высокополимерные буровые растворы и др.

При n > 1 поведение нефти соответствует дилатантной жидкости (кривая 4) – вязко-пластические жидкости. Примером могут служить буровые растворы, водные растворы полимеров для повышения нефтеотдачи, представляющие собой высокомолекулярные соединения со сложным строением молекул и др.

Реологическая кривая 1 (рис. 4.6) относится к бингамовским пластикам – пластическая жидкость.

Рис. 4.6. Виды линий консистентности: 1. – бингамовские пластики; 2. – псевдопластики; 3. – ньютоновские жидкости; 4. – дилатантные жидкости

В состоянии равновесия нефтяная система ведет себя как пластическая жидкость и обладает некоторой пространственной структурой, способной сопротивляться сдвигающему напряжению (τ), пока величина его не превысит значение статического напряжения сдвига (τ_о). После достижения некоторой скорости сдвига, нефть способна течь как ньютоновская жидкость. Примером пластической жидкости могут служить нефти с высоким содержанием парафина при температурах ниже температуры кристаллизации, аномально-вязкие нефти, с высоким содержанием асфальтенов, структурированные коллоидные системы, используемые для повышения нефтеотдачи пласта.

4.4. Газосодержание нефтей

От количества растворенного в нефти газа зависят многие ее свойства: плотность, вязкость и др. Свойства нефти в пластовых условиях будут существенно изменяться за счет растворения в ней нефтяного газа (Г^о):

Свойства нефти = f (Г^о), Г^о = f (Т_пл, Р_пл, Р_нас). (4.12)

Количество, которого зависит от пластовых температур (Т_пл), давлений (Р_пл) и от давления насыщения газонефтяных залежей.

Этот показатель в технологическом смысле называют газовым фактором:

Г^о = V_г/V_н, (4.13)

где V_г – объём выделившегося газа из объёма нефти (V_н) при н.у.

Соотношение (4.13) описывает величину полного газосодержания (Г^о). Величина газового фактора (Г^о) характеризует количество газа (в м³), содержащееся в 1 тонне нефти (в м³). Различают газовый фактор объёмный [м³/м³] и весовой [м³/т]. Величина его определяет запасы попутного газа нефтяной залежи. Газовый фактор определяют по результатам разгазирования глубинных проб нефти.

В газонефтяных залежах может на 1 м³ нефти содержаться до 1000 м³ газа. Для газоконденсатных залежей на 1 м³ конденсата может приходиться до 900-1100 м³ газа (газоконденсатный фактор).

По данным Требина Г.Ф. около 50 % залежей из 1200 имеют газовый фактор от 25 до 82 м³/м³. То есть в 1 м³ нефти в пластовых условиях растворено от 25 до 82 м³ газа.

Для нефтяных месторождений Западной Сибири величина газового фактора изменяется в диапазоне от 35 до 100 м³/м³, для нефтегазовых залежей величина газового фактора может доходить до 250 м³/м³.