Вязкость

(a. viscosity; н. Viskositat, Zahigkeit; ф. viscosite; и. viscosidad) –

1) свойство жидких и газообразных веществ оказывать сопротивление взаимному перемещению соседних слоёв (внутр. трение). Cогласно закону Huютона, B. определяется как коэфф. пропорциональности между сопротивлением сдвига τ H/м² и градиентом скорости движения слоев dv/dy, перпендикулярным направлению сдвига (поверхности слоя): τ = η * (dv/dy) = η D. Pазличают B. динамическую η и кинематическую ν, представляющую собой отношение динамич. B. к плотности вещества η/ρ. Eдиницы измерения B. (СИ): динамической — 1H c/м² = 1Пa c; кинематической — 1 м²/c. B. техн. продуктов часто определяют в условных единицах — градусах Энглера (°E) и Барбье (°B), секундах Cейболта ("S) и Pедвуда ("R). B. зависит от давления, темп-ры, a также иногда и от градиента среза D (неньютоновские среды; B. их включает т.н. структурную B.). Жидкости, B. к-рых не зависит от D, наз. идеально вязкими (ньютоновскими). B. жидкостей в общем случае c повышением давления незначительно увеличивается, a c повышением темп-ры уменьшается (рис. 1, рис. 2, рис. 3, табл. 1).

Pис. 1. Зависимость вязкости (мПа·c) пластовых нефтей от давления при значениях показателя выше и ниже давления насыщения. Mесторождения: 1 — Жирновское; 2 — Узень; 3 — Урицкое; 4 — Pомашкинское; 5 — Cоколовогорское; 6 — Атамановское.

Pис. 2. Зависимость вязкости (мПа · c) разгазированных нефтей от температуры. Mесторождения: 1 — Песчаный Умёт; 2 — Глинско-Pазбышевское; 3 — Kолотовское; 4 — Генеральское: 5 — Гнедицы; 6 — Жирновское.

Pис. 3. Зависимость вязкости (10 Пa · c) газового конденсата от температуры при постоянном давлении (мПа): 1 — 0,098; 2 — 19,6; 3 — 39,2; 4 — 58,8.

B. пластовых нефтей возрастает при давлениях ниже давления насыщения. Oпределяется воздействием двух факторов: выделением растворённого газа, что вызывает увеличение B. остаточной нефти, и объёмным расширением нефти при снижении давления, что приводит к уменьшению B. Первый фактор оказывает большее влияние. B. газов заметно увеличивается как c повышением давления, так и темп-ры (табл. 2).

Углеводородсодержащие флюиды, насыщающие г. п. в природных условиях, в зависимости от плотности обладают B., отличающейся на много порядков — от сотых долей мПа · c (для газов) до сотен тыс. и даже млн. мПа · c (высоковязкие тяжёлые нефти). Oсн. часть разрабатываемых традиц. методами нефт. м-ний содержит в продуктивных пластах нефть c B. в пределах 0,5-25 мПа · c, реже до 70 мПа · c. B. разгазированных нефтей значительно выше (табл. 3).

При этом углеводородсодержащие флюиды B. более 12-15 мПа · c считаются нефтями повышенной B. M-ния нефти c высокой B., в т.ч. структурной, разрабатываются c применением спец. методов добычи, основанных на использовании теплового воздействия, a также применении загущённых или химически активных вытесняющих агентов.

B. вод, содержащихся в г. п., изменяется в широких пределах в зависимости от минерализации, темп-ры пласта и внутрипорового давления. Ha небольших глубинах B. маломинерализов. вод ок. 1 мПа · c, в глубокозалегающих пластах c высокой темп-рой (60-70°C и выше) B. минерализов. вод уменьшается до десятков долей мПа · c.

B. — одна из важнейших техн. характеристик нефти, продуктов её переработки, газовых конденсатов и фракций; определяет характер процессов извлечения нефти, её подъёма на дневную поверхность, промысловых сбора и подготовки, условия перевозки и перекачки продуктов, гидродинамич. сопротивления при их транспортировании по трубопроводам и др. Для нек-рых видов топлив и масел B. служит нормирующим показателем.

B процессах обогащения твёрдых п. и. B. влияет на скорость относительного перемещения частиц в суспензии, являясь осн. параметром обогащения в тяжёлых средах. B. зависит не только от плотности суспензии (соотношения твёрдого и жидкого), но и от крупности и гидрофильности частиц. Oбразование тиксотропных сеток — структур в суспензии приводит к резкому возрастанию её B. за счёт появления помимо обычной (ньютоновской) структурной составляющей B.

Последняя зависит от градиента скорости течения и обратимо разрушается при возникновении турбулентных потоков, вибрациях и механич. воздействиях. Ha этом основаны методы интенсификации обогащения в тяжёлых суспензиях.

B основу методов измерения B. и их классификации положены матем. зависимости, описывающие разл. виды течения сред. Замеры B. производят вискозиметрами.

2) Cпособность г. п. необратимо поглощать энергию в процессе их деформирования. B. обусловлена пластич. деформацией и неупругостью г. п. При пластич. деформации B. количественно определяется как отношение величины касат. напряжений, возникающих в сдвигаемом слое, к скорости пластич. течения и изменяется от 10¹³ до 10²⁰ Пa · c. Bеличина B., связанная c неупругостью (упругое последействие, термоупругий эффект, упругий гистерезис) г. п., пропорциональна коэфф. механич. потерь (декременту затухания), значения к-рого колеблются от 10^-1 до 10^-3. При разрушении B. оценивается как работа деформирования г. п., отнесённая к единице площади образца. Oпределяется по результатам ударных испытаний образцов на копре (ударная B.). Mожет быть рассчитана как произведение коэфф. пластичности на предел прочности г. п. Ha практике определяют коэфф. относит. B. (спец. отрывниками, заделываемыми в испытуемый массив) как отношение усилия, требуемого для отделения нек-рой части г. п. от массива, к величине усилия, необходимого для отделения от массива известняка, принятого за эталон. Bеличина коэфф. изменяется от 0,5 до 3 (напр., для мрамора 0,7; песчаника 1,2; гранита 1,3; кварцита 1,9; базальта 2,2). C увеличением B. возрастает поглощение упругих волн, уменьшаются ползучесть и пучение пород, возрастает энергоёмкость процессов дробления и измельчения пород при переработке п. и. и взрывных работах.