Вязкость

ВЯЗКОСТЬ (а. visсоsity; н. Viskositat, Zahigkeit; ф. visсоsite; и. visсоsidad) —

1) свойство жидких и газообразных веществ оказывать сопротивление взаимному перемещению соседних слоёв (внутреннее трение). Согласно закону Ньютона, вязкость определяется как коэффициент пропорциональности между сопротивлением сдвига tH/м² и градиентом скорости движения слоев dv/dy, перпендикулярным направлению сдвига (поверхности слоя): t=n (dv/dy) = n D.

Различают вязкость динамическую n и кинематическую n, представляющую собой отношение динамической вязкости к плотности вещества n/r. Единицы измерения вязкости (СИ): динамической — 1Н с/м² = 1Па • с; кинематической — 1 м²/с.

Вязкость технических продуктов часто определяют в условных единицах — градусах Энглера (°Е) и Барбье (°В), секундах Сейболта ("S) и Редвуда ("R). Вязкость зависит от давления, температуры, а также иногда и от градиента среза D (неньютоновские среды; вязкость их включает т.н. структурную вязкость). Жидкости, вязкость которых не зависит от D, называются идеально вязкими (ньютоновскими).

Вязкость жидкостей в общем случае с повышением давления незначительно увеличивается, а с повышением температуры уменьшается (рис. 1, рис. 2, рис. 3, табл. 1). Вязкость пластовых нефтей возрастает при давлениях ниже давления насыщения. Определяется воздействием двух факторов: выделением растворённого газа, что вызывает увеличение вязкости остаточной нефти, и объёмным расширением нефти при снижении давления, что приводит к уменьшению вязкости. Первый фактор оказывает большее влияние. Вязкость газов заметно увеличивается как с повышением давления, так и температуры (табл. 2). Углеводородсодержащие флюиды, насыщающие горные породы в природных условиях, в зависимости от плотности обладают вязкостью, отличающейся на много порядков — от сотых долей мПа • с (для газов) до сотен тысяч и даже млн. мПа • с (высоковязкие тяжёлые нефти). Основная часть разрабатываемых традиционными методами нефтяных месторождений содержит в продуктивных пластах нефть с востока в пределах 0,5-25 мПа • с, реже до 70 мПа • с. Вязкость разгазированных нефтей значительно выше (табл. 3). При этом углеводородсодержащие флюиды вязкости более 12-15 мПа • с считаются нефтями повышенной вязкости. Месторождения нефти с высокой вязкостью, в т.ч. структурной, разрабатываются с применением специальных методов добычи, основанных на использовании теплового воздействия, а также применении загущённых или химически активных вытесняющих агентов.

Вязкость вод, содержащихся в горных породах, изменяется в широких пределах в зависимости от минерализации, температуры пласта и внутрипорового давления. На небольших глубинах вязкость маломинерализованных вод около 1 мПа • с, в глубокозалегающих пластах с высокой температурой (60-70°С и выше) вязкость минерализованных вод уменьшается до десятков долей мПа • с.

Вязкость — одна из важнейших технических 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, гидродинамического сопротивления при их транспортировании по трубопроводам и др. Для некоторых видов топлив и масел вязкость служит нормирующим показателем.

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

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

В основу методов измерения вязкости и их классификации положены математические зависимости, описывающие различные виды течения сред. Замеры вязкости производят вискозиметрами.

2) Способность горной породы необратимо поглощать энергию в процессе их деформирования. Вязкость обусловлена пластической деформацией и неупругостью горной породы. При пластической деформации вязкость количественно определяется как отношение величины касательных напряжений, возникающих в сдвигаемом слое, к скорости пластического течения и изменяется от 10¹³ до 10²⁰ Па • с. Величина вязкости, связанная с неупругостью (упругое последействие, термоупругий эффект, упругий гистерезис) горной породы, пропорциональна коэффициенту механических потерь (декременту затухания), значения которого колеблются от 10^-1 до 10^-3. При разрушении вязкость оценивается как работа деформирования горной породы, отнесённая к единице площади образца. Определяется по результатам ударных испытаний образцов на копре (ударная вязкость). Может быть рассчитана как произведение коэффициента пластичности на предел прочности горной породы. На практике определяют коэффициент относительной вязкости (специальными отрывниками, заделываемыми в испытуемый массив) как отношение усилия, требуемого для отделения некоторой части горной породы от массива, к величине усилия, необходимого для отделения от массива известняка, принятого за эталон. Величина коэффициента изменяется от 0,5 до 3 (например, для мрамора 0,7; песчаника 1,2; гранита 1,3; кварцита 1,9; базальта 2,2). С увеличением вязкости возрастает поглощение упругих волн, уменьшаются ползучесть и пучение пород, возрастает энергоёмкость процессов дробления и измельчения пород при переработке полезных ископаемых и взрывных работах.