Различают динамическую и кинематическую вязкости.

Физические свойства нефти

Физические свойства нефти в пластовых условиях значительно отличаются от свойств товарных (дегазированных) нефтей.

Отличия обусловлены влиянием высоких пластовых давлений, температур, содержанием растворенного газа, количество которого может достигать до 400–1000 м³ на 1 м³ нефти.

При проектировании систем разработки нефтяных месторождений, подсчёте запасов нефти и попутного газа, подборе технологий и техники извлечения нефти из пласта, выборе и обосновании оборудования для сбора нефти на промыслах необходимо знать основные свойства  нефтей пластовых и дегазированных (поверхностных).

Свойства пластовых нефтей изучаются по глубинным пробам, отбираемым с забоя скважины, поверхностных – по пробам из отдельных аппаратов систем сбора и подготовки. Разберем их подробнее.

Плотность

Плотность характеризует количество массы вещества, в единице объёма [кг/м3; г/см3]: 

.                                (2.1)

Плотность нефтей определяют специальными ареометрами, пикнометрами или весами Вестфаля.

Обычно плотность сепарированной нефти колеблется в пределах 800–940 кг/м³. По величине плотности нефти условно разделяют на три группы: лёгкие (800–860), средние (860–900) и тяжелые с плотностью 900–940 кг/м³.

В пластовых условиях под действием растворенного газа и температуры плотность нефти  обычно ниже плотности сепарированной нефти. Известны нефти,

плотность которых в пласте меньше 500 кг/м³ при плотности сепарированной нефти 800 кг/м³.

Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на ее плотность. При повышении давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении ее углеводородными газами (метаном, пропаном, этиленом). Плотность нефтей, насыщенных азотом или углекислотой, несколько возрастает с ростом давления.

Рост давления выше давления насыщения нефти газом также способствует некоторому увеличению ее плотности (рис., правая ветвь кривой). При снижении давления до точки начала выделения газа плотность недонасыщенной нефти уменьшается (правая ветвь кривых).

Вязкость нефти

Вязкость – важнейшее свойство нефтяных систем, определяющее их текучесть. Величины вязкости учитываются при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента, при расчете мощности насосов, применяемых при добыче нефти и других показателей.

Вязкость - свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении.

Различают динамическую и кинематическую вязкости.

В соответствии с законом Ньютона сила внутреннего трения между слоями пропорциональна площади и градиенту разности скоростей слоев по толщине

                              (2.2)

За единицу динамической вязкости принимается вязкость такой жидкости, при движении которой возникает сила внутреннего трения в 1Н (Ньютон) на площади 1 м2 между слоями, движущимися на расстоянии 1 м с относительной скоростью 1м/сек.

Размерность динамической вязкости: [µ]=Па·с. (Паскаль-секунда).

Кинематическая вязкость - отношение динамической вязкости к плотности, измеряется в м²/с.

Вязкость пластовой нефти почти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной вследствие большого количества растворенного газа, повышенной пластовой температуры и давления. При этом все нефти подчиняются следующим общим закономерноcтям: вязкость их уменьшается с повышением количества газа в растворе, с увеличением температуры; повышение давления вызывает некоторое увеличение вязкости.

Увеличение вязкости нефти с ростом давления заметно лишь при давлениях выше давления насыщения. До этого увеличение вязкости с ростом давления значительно перекрывается понижением ее вследствие влияния растворяющегося газа (рис.2.2).

Зависимость вязкости нефти от количества растворенного газа и температуры для некоторых нефтей показана   на рис. 2.3.

Вязкость нефти зависит также от состава и природы растворенного газа. При растворении азота вязкость увеличивается, а при растворении углеводородных газов она понижается тем больше, чем выше молекулярная масса газа. Практически вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений (табл. 15) может

Рис. 2.2

Рис.2.3

изменяться от многих сотен мПа • сек до десятых долей мПа• сек (от нескольких пуаз до десятых долей сантипуаза).