Физические и химические свойства нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Первое высшее техническое учебное заведение России

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Национальный Минерально-серьевой университет «Горный»

Кафедра: «Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений»

Реферат

по предмету: Основы нефтегазового дела

на тему: Физические и химические свойства нефти

Выполнил:

Курбанов М.Д.

Санкт-Петербург 2014 год

Оглавление

• Введение
• 1. Классификация нефти
• 2. Плотность и молекулярная масса
• 3. Вязкость нефти и нефтепродуктов
• Заключение
• Список литературы
• Введение нефть плотность углеводород смесь
• С развитием техники повышаются требования к ассортименту и качеству нефти и нефтепродуктов, что, в свою очередь, требует совершенствования процессов их производства. Поэтому качества, как товарной нефти, так и продуктов ее переработки, подлежат обязательному контролю. Организацию контроля качества невозможно осуществлять без стандартов на нефтепродукты и методов их испытания. Задачи стандартизации многообразны. Это и удовлетворение более высоких требований к выпускаемой продукции технологии транспорта, защита интересов потребителя, также и интересов изготовителя -- от необоснованных претензии.
• Государственная система стандартизации предусматривает следующие категории стандартов, государственные на нефтепродукты (ГОСТ),отраслевые (ОСТ),республиканские (РСТ),стандарты предприятий (ГТП),технические условия (ТУ).
• Соблюдение государственных стандартов обязательно для всех предприятий и организаций, причастных к транспорту и хранениюнефтии нефтепродуктов, тогда как другие имеют ограниченную сферу влияния. В этих документах устанавливается перечень формулируемых физико-химических, наиболее важных эксплуатационных свойств, допустимые значения ряда констант, имеющих специфическое назначение и условие использования.
• К физико-химическим относятся свойства, характеризующие состояние нефти и нефтепродуктов и их состав (например, плотность, вязкость, фракционный состав). Эксплуатационные свойства характеризуют полезный эффект от использования нефтепродукта по назначению, определяют область его применения. Некоторые эксплуатационные свойства нефтепродуктов оценивают с помощью нескольких более простых физико-химических свойств. В свою очередь, перечисленные физико-химические свойства можно определить через ряд более простых свойств веществ. Часто на практике нефтепродукты и нефти характеризуются уровнем качества. Оптимальным уровнем считается такой, при котором достигается наиболее полное удовлетворение требований потребителя. Уровень качества зависит от уровня каждого свойства и значимости этого свойства. Количественную характеристику одного или нескольких свойств продукции, составляющих его качество, следует называться показателем качества. Относительную характеристику качества, основанную на сравнении значений показателей качества оцениваемой продукции с базовыми значениями, называют уровнем качества. Например, качество нефти, удовлетворяющее требованиям НГТЗ, должно соответствовать ТУ-39-1623-93 «Нефть российская».
• Большинство методов оценки и анализа свойств и качества стандартизовано и по назначению. Они подразделяются на приемосдаточные, контрольные, полные, арбитражные и специальные. Приёмосдаточный анализ проводят для установления соответствия произведенного, поступившего или отгруженного нефтепродукта показателям качества.
• Контрольный анализ проводят в процессе приготовления или хранения нефтепродукта. Полный анализ позволяет дать оценку качества по основным эксплуатационным свойствам для партии продукта, отгружаемой с завода, или перед «закладкой» продукта на длительное хранение. Арбитражный анализ выполняют на главном предприятии отрасли по данному виду продукции или в нейтральной компетентной лаборатории в случае возникновения разногласия между поставщиком и потребителем. Число контролируемых показателей при этом может быть различным. Специальный анализ проводится по узкой группе нефтепродуктов. Например, определение фракционного состава нефти, стабильность масел.
• Тот или иной метод анализа дает надежные результаты только тогда, когда его проводят в установленных стандартами условиях.

1. Классификация нефти

Нефть и нефтепродукты представляют собой сложную жидкую смесь близкокипящих углеводородов и высокомолекулярных углеводородных соединении с гетероатомами кислорода, серы, азота, некоторых металлов и органических кислот. Определить индивидуальный химический состав нефти практически невозможно, поэтому ограничиваются определением группового химического состава, т.е. отдельных рядов и групп углеводородов.

Несмотря на многообразие углеводородов, основными структурными элементами нефти являются углерод и водород, а элементарный состав колеблется в небольших пределах: углерод 83-87%, водород 11-14%. На долю других элементов, объединяемых группой, смолисто-асфальтеновые вещества представляют собой высокомолекулярные органические соединения, содержащие углерод, водород, серу, азот и металлы. К ним относятся: нейтральные смолы, растворимые в бензинах; асфальтены, не растворимые в петролейном эфире, но растворимые в горячем бензоле; карбены, растворимые в сероуглероде; карбониты, ни в чем не растворимые. При сгорании нефти получается зола (сотые доли процента), состоящая из окислов кальция, магния, железа, алюминия, кремния, натрия и ванадия. Кстати, соединения последнего являются переносчиками кислорода и способствуют активной коррозии.

В нефти можно обнаружить более половины элементов таблицы Менделеева. Элементарный (часто говорят «химический») состав нефти полностью не известен. Уже сейчас обнаружены 425 индивидуальных углеводородов, содержащих серу, азот и кислород. Трудность определения состава заключается в том, что выделить из нефти соединения можно пока лишь путем перегонки, при этом состав нефти может значительно измениться в результате различных реакций.

Определить индивидуальный химический состав нефти практически невозможно, поэтому ограничиваются определением группового химического состава, т.е. отдельных рядов и групп углеводородов. Углеводороды, различающиеся содержанием углерода и водорода в молекуле, а также строением, являются основным компонентом нефти. Углеводороды принято разделять на парафиновые (насыщенные алканы), нафтеновые и ароматические. Преобладание той или иной группы углеводородов придает этим продуктам специфические свойства. В зависимости от преобладания в нефти одного из трех представителей углеводородов (более 50%) нефти именуются метановые, нафтеновые или ароматические. В случае, когда к доминирующему присоединяется другой углеводород в количестве не менее 25%, то им дают комбинированное название, например, метанонафтеновые.

Приведенная выше классификация нефти по углеводородному составу позволяет дать новое определение нефти: нефть представляет собой раствор чистых углеводородов и гетероатомных органических соединений, т. е. углеводородов, содержащих в молекуле атомы кислорода или азота, или серы. Именно раствор, а не смесь, причем не обычный раствор, а раствор различных соединений друг в друге.

Изменение физико-химических, теплофизических и опасных свойств чистых углеводородов. Можно заметить также, что даже у углеводородов, имеющих одну химическую формулу, ряд показателей отличается по величине.

Разделение таких многокомпонентных смесей проводят на части, состоящие из углеводородов, близких по составу, которые принято называть фракциями. Нефть и нефтепродукты имеют температуру начала кипения t_н.к . и конца кипения t_к.к. . - Фракционный состав нефтяной смеси определяется обычно простой перегонкой или ректификацией, а на практике его определяют стандартным перегонным аппаратом и измеряют в объемных или массовых единицах. Разделение таких сложных смесей, как нефть и конденсат, на более простые называют фракционированием. Нефтепродукты и конденсата, получаемые из нефти, являются фракциями, вскипающими в достаточно узких температурных пределах определяемых техническими условиями. При перегонке нефти, имеющей типичный состав, можно получить: 31% бензиновых фракций, 10% керосиновых, 51% дизельных, 20% базового масла и около 15% составит мазут.

Эти фракции являются базовыми для получения товарных нефтепродук-тов, ассортимент которых достаточно велик и весьма разнообразен. Отечественной промышленностью освоен выпуск свыше 500 наименований нефтепродуктов.

Условно товарные нефтепродукты делятся насветлые, темные, пластичные смазки и нефтехимические продукты. К светлымнефтепродуктам относят и бензины, керосины, топлива для реактивных двигателей, дизельные топлива. Темные нефтепродукты -- это различные масла и мазуты.

В процессе перегонки составляющие его компоненты отгоняются в порядке возрастания их температур кипения. При определении фракционного состава по ГОСТ 2177-82 перегонку ведут до 300°С. При этом отмечают температуру начала перегонки (н. к. ) и объемы дистиллятов при 100, 120, 150, 160°С, а далее через каждые 20°С до 300°С. Обычно бензиновые фракции выкипают в пределах 35ё205°С, керосиновые - 150ё315°С, дизельные - 180ё420°С, тяжелые масляные дистилляты - 420ё490°С, остаточные масла - выше 490°С.

Перегонку нефтепродуктов с температурами кипения до 370°С ведут при атмосферном давлении, а с более высокими -- в вакууме или с применением водяного пара (для предупреждения их разложения). Кстати, автомобильные бензины А-72, А-76, АИ-93 имеют практически один и тот же фракционный состав. Авиационные бензины отличаются повышенным содержанием легких фракций. Содержание в продукте тех или иных фракции определяется техническими условиями на данный нефтепродукт и зависит от его назначения. Нефти классифицируются по содержанию в них бензиновых, керосиновых и масляных фракций.

Фракционный состав нефтяных смесей определяется обычно простой перегонкой с дефлегмацией или ректификацией, разгонку легких фракций проводят при низких температурах и повышенных давлениях, средних фракций -- при атмосферном давлении, тяжелых фракций -- в вакууме. Для разгонки используют специальные аппараты: Энглера, Богданова, Гадаскина, АРН - 2 и др. Фракционный состав легких нефтяных фракций рекомендуется определять также хроматографическим методом, который по сравнению с традиционными ректификационными методами имеет ряд преимуществ: он позволяет наряду с фракционным составом смеси определять индивидуальный углеводородный состав бензиновых фракций, сокращает время анализа, уменьшает величину пробы, повышает надежность метода и дает возможность использовать однотипную аппаратуру.

Отметим, что индивидуальный покомпонентный состав нефтяных смесей определяется методами фракционной разгонки смеси на лабораторной ректификационной колонке с последующим использованием для анализа узких фракций адсорбционной газожидкостной хроматографии, масс-спектроскопии и прочих современных методов анализа сложных смесей.

Выше отмечалось, что фракционный состав определяет количество углеводородов с определенными свойствами. Следовательно, по имеющимся данным о физико-химических свойствах можно судить о фракционном составе. Известно, что наиболее «чувствительна» к изменению углеводородного состава вязкость нефти.

При обработке данных о свойствахнефтидля определения фракций Ф_р , выкипающих при температуре до 200°С в ТюмГНГУ была получена эмпирическая зависимость

(1.1)

где Ф_р -- фракционный состав нефти при 200°С, % вес; h₀ -- параметр, характеризующий характеризующий степень изменения динамической вязкости при изменении температуры.

Длянефтис динамической вязкостью h₂₀ Ј37 МПа и плотностью r₂₀ = 795-890 кг/м³ параметр h₀ можно определить по формуле

(1.2)

где h₂₀ и h₅₀ -- динамическая вязкость нефти, соответственно, при температурах 20 и 50°С, Пас.

Формула (1.2) была проверена на различных нефти более 200 месторождений Западной, Восточной Сибири, Башкирии, Казахстана, Ставропольского края и справедлива для абсолютного большинства нефти с температурой начала кипения до 85° С и содержанием парафинов и смол до 25%.

Относительная ошибка при определении фракционного состава нефти отечественных месторождений при 200°С по формуле (1.2) составляет около 20% и объясняется различием содержания в нефти смол, парафинов и других примесей. Несколько большие отклонения при расчете наблюдаются для среднеазиатских нефти, проявляющих аномальные и вязкопластичные свойства. Дополнительные исследования позволили установить, что для нефти ряда регионов: Башкирии, Татарстана, Пермской области, Удмуртии расчеты по формуле (1.2) дают заниженные результаты, для нефти Западной и Восточной Сибири, Сахалинской области - завышенные. Обработка полученных результатов методами математической статистики позволила уточнить предложенную формулу и рекомендовать ее к использованию в следующем виде:

(1.3)

где К_г - коэффициент, учитывающий глубину стабилизации нефти на промысле или потерю нефти в резервуарных парках; n- показатель вязкости, для Башкортостана и Куйбышевской области n = 0,680, Татарстана - 0,685, Саратовской области, Западной и Восточной Сибири - 0,66, Сахалинской области - 0,655, Пермской области и Удмуртии - 0,675, для туркменских, узбекских и таджикских нефти n= 0,64, Казахстана - 0,675.

Таким образом, при отсутствии фактических данных об углеводородном составе нефти для практических инженерных расчетов можно рекомендовать формулу (1.3), обеспечивающую погрешность расчетов не более 10%.

Известно, что физические свойства нефти зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или различных их групп. Например, большое содержание в нефти парафинов, смол и асфальтенов повышает ее вязкость, особенно при пониженных температурах. В зависимости от состава и ряда свойств производится классификация нефтей, позволяющая выбрать наиболее целесообразный способ транспортировки и хранения.

Во многих нефти Западной Сибири (усть-балыкская, западно-сургутская и самотлорская и др.) содержание парафина не превышает 4%. Наблюдаются зависимость -- чем больше в нефти парафина, тем меньше в ее составе смол и асфальтенов; чем больше геологический возраст нефти, тем больше в ее составе парафина. Высокопарафиновые нефти характеризуются наименьшим содержанием серы, ванадия и никеля. Высокое содержание парафина в нефти существенно осложняет и удорожает процессы ее добычи, транспортировки и переработки. При добыче высокопарафинистой нефти снижается и даже полностью прекращается дебит скважин из-за закупорки их так называемыми асфальто-парафиновыми отложениями (АСПО). АСПО из скважин приходится удалять механическим путем, тепловой обработкой, промывкой растворителями.

Парафин при перекачке высокопарафиновой нефти отлагается на внутренних стенках трубопровода. В магистральных трубопроводах толщина отложений парафина достигает 30 мм. Чтобы предотвратить это явление, при транспортировке нефти применяют способ горячей перекачки. При этом каждые 25--150 км длины трубопровода нефть дополнительно подогревают. Одним из крупнейших в мире горячих нефтепроводов является трубопровод «Усть-Гурьев-Куйбышев», перекачивающий высокопарафиновые мангышлакские нефти. Мангышлакские нефти перед закачкой в трубу нагревают до 67-77 °С.

По содержанию серы нефти классифицируются на три класса: малосернистые (до 0,2% серы), сернистые (0,2 - 3,0% серы) и высокосернистые (более 3,0%). Сера в нефти находится в виде сероводорода, меркаптанов и сульфидов до 6%, иногда - в свободном виде. Сера и ее соединения активно взаимодействуют с металлами, также вызывая сильную коррозию. Обнаруживают их по резкому запаху и действию на растворы свинцовых солей. Следует заметить, что содержание серы в нефти ухудшает ее качество, вызывая серьезные осложнения в технологии переработки, подготовки и транспорта нефти.

Известно, что в пластовых условиях в нефти всегда растворено некоторое количество газа, имеющего в своем составе, кроме углеводородов, и неуглеводородные газы -- азот, углекислый газ и др.Азот, как примесь безвредная и инертная, почти не контролируется анализами. Его содержание в нефти обычно не превышает 1,7%. Углеводородных соединений азота довольно много - пиридин, хинолин и т. д.

Газ, который извлекается из недр, принято называть попутным. Газ, выделяющийся в промысловых системах, называю тнефтяным газом. Количественно содержание газа в нефти характеризуется так называемым газовым фактором. В зависимости от состава газ подразделяют на сухой (легкий) и жирный (тяжелый). Сухой газ состоит преимущественно из легких углеводородов метана и этана. В жирном газе содержание фракций пропана, бутана и выше достигают таких величин, что из него можно получать сжиженные газы, газовый бензин или конденсаты. Нефть, содержащую газ, принято называть газонасыщенной нефтью.

2. Плотность и молекулярная масса

Плотностью называется количество покоящейся массы в единице объема. Определение плотности нефти и нефтепродуктов весьма облегчает возможные расчеты, связанные с расчетом их массового количества. Учет количества нефти и нефтепродуктов в объемных единицах вызывает некоторые неудобства, т. к. объем жидкости меняется с изменением температуры. Плотность имеет размерность кг/м³ .Поэтому, зная объем и плотность, при приеме, отпуске и учете нефти и нефтепродуктов можно выражать их количество в массовых единицах, т. к. масса не зависит от температуры.

На практике часто имеют дело с относительной плотностью нефти и нефтепродукта, которая определяется отношением их массы при температуре определения к массе чистой воды при +4°С, взятой в том же объема. Плотность воды при +4°С имеет наибольшее значение и равна 1000 кг/м³ . Относительную плотность принято определять при +20°С, что обозначается символом r_от - Относительная плотность нефтии нефтепродуктов при +20°С колеблется в пределах от 0,7 до 1,07.

Удельным весом называется вес единицы объема, т.е. сила притяжения к земле единицы объема вещества.

g=rg (1.4)

где - r плотность вещества, кг/м; g -- ускорение силы тяжести.

Существует также понятие относительного удельного веса , численная величина которого равна численной величине относительной плотности. Плотность и удельный вес нефти и нефтепродуктов зависят от температуры. Для пересчета плотности при одной температуре на плотность при другой может служить следующая формула

r_i =r₂₀ -x(t-20), (1.5)

где x -- поправка на изменение плотности при изменении температуры на 1°С; r₂₀ - плотность нефти или нефтепродукта при t = +20°С.

Плотностьнефтии нефтепродуктов для практических измерений считается аддитивной величиной.

Плотностьнефтии нефтепродуктов для практических измерений считается аддитивной величиной, т.е. средняя плотность нескольких нефтепродуктов илинефтиможет быть вычислена по правилу смешения

, (1.6)

где (x_i -- плотность i-го нефтепродукта объемом в общем объеме. На практике плотность нефтепродуктов,нефтии их смесей определяют ареометрическим, пикнометрическим способом или взвешиванием,

например, на весах Вестфаля-Мора

Плотность большинства нефти(в том числе северных месторождений Тюменской области (СРТО), исследованных в ТюмГНГУ, находится в пределах 825 -- 900 кг/м³ .

Недостаточное знание свойств нефти, например, попавшей в воду в результате утечки или залпового сброса, приводит к тактическим ошибкам при ликвидации нефтяного загрязнения. Нередко, отождествляя свойства нефтяного пятна на поверхности воды со свойствами нефти, такое пятно пытаются поджечь. Однако без специальной подготовки это сделать невозможно. Следует учитывать, что нефтяное пятно взаимодействует с водой и воздухом, образуя эмульсию с трудно прогнозируемыми характеристиками. Поскольку сбор нефти с поверхности воды почти всегда осуществляется с помощью технических средств, необходимо учитывать наличие в нефтяном загрязнении фракций с температурой вспышки паров менее 60°С, недопустимых с точки зрения пожарной безопасности, наличия пыли, а также наличия растворенного газа.

При попадании механических примесей, испарении, растворении в воде, окислении, эмульгировании, солнечной радиации изменяются масса и свойства нефти. Плотность нефти -- важный фактор, который следует учитывать при очистке водных поверхностей. При плотности нефти, приближающейся к 900 кг/м³ , возникает угроза ее осаждения на дно. Это же явление наблюдается и при уменьшении плотности воды вследствие понижения ее температуры с 4 до 0°С. Однако нефть может всплыть на поверхность даже через большой промежуток времени при повышении ее температуры и соответствующем изменении плотности. Плотность газонасыщенных нефтио пределяют по эмпирическим формулам, предложенным специалистами Гипровостокнефти, В.М. Далецким и Л.Л. Кабищером, А.А. Коршаком и П.И. Тугуновым, В.И. Шиловым и др., в основу положены коэффициенты, учитывающие газонасыщение. Для расчета относительной плотности испаряющейся нефти рядом авторов предлагается формулы, предполагающие линейное изменение плотности (sЈ 5% масс.).

Приведённые а ТюмГНГУ экспериментальные исследования нефтей, показывают, что при одном и том же уровне потерь плотность нефти будет зависеть от скорости испарения и от доли потерь лёгкой фракции. Скорость испарения нефти определяется также (как установлено выше) температурой t_н , скоростью ветра J_в , продолжительностью испарения t и высотой взлива h_В3.

Многочисленные экспериментальные данные (более 400) по изменению плотностинефтибыли обработаны методом наименьшего квадрата, и в результате была получена эмпирическая зависимость

(1.7)

где r,r_н - плотность нефти при величине потерь s и исходной нефти соответственно.

Теоретически молекулярная масса смеси аддитивно складывается из молекулярных масс отдельных компонентов. Однако для этого необходимо знать молярные (объемные) концентрации всех компонентов, входящих в данную смесь. Последнее, как уже указывалось выше, на практике не всегда возможно. Кроме того, как в стабильном, так и в деэтанизированном конденсате практически всегда находятся углеводородные газы, которые «смазывают» законы, полученные для чистых веществ, существенно изменяя такие параметры, как давление насыщенных паров, вязкость и температуру начала кипения. Вероятно, этим можно объяснить разброс экспериментальных значений и рассчитанных по формулам.

В ТюмГНГУ в результате анализа на ЭВМ, данных пассивных и активных экспериментов (всего около 500) получены математические модели, позволяющие по известной плотности смеси определить молекулярную массу газового конденсата.

Для ДК (rЈ780 кг/м³ ) математическая модель имеет вид

m_ДК =0,2432r₂₀ -65, (1.8)

Для СК (rЈ740ё800 кг/м³ )

m_СК =0,786r₂₀ -474.63, (1.9)

Отклонения экспериментальных данных от расчётных по формулам (1.8ё1.9)

3. Вязкость нефти и нефтепродуктов

Одной из наиболее характерных особенностей жидкостей является способность изменять свою форму, под действием внешних сил.Это свойство жидкости объясняется скольжением ее молекул относительно друг друга. Одна и та же сила создает в разных жидкостях разные скорости перемещения слоев, отстоящих один от другого на одинаковые расстояния. Однако способность молекул к скольжению не бесконечно велика, поэтому Ньютон рассматривает вязкость как «недостаток скольжения». Обычно вязкостью иливнутренним трением называют свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц, вызываемому действием приложенной к жидкости силы.

Явление внутреннего трения в жидкости с ее вязкостью было связано Ньютоном известной формулой

(1.10)

где t - напряжение внутреннего трения; dv/ dR - градиент скорости по радиусу трубы или относительное изменение скорости по направлению, перпендикулярному к направлению течения, т.е. приращением скорости на единицу длины нормали; h -- коэффициент(касательное усилие на единицу площади, приложенное к слоям жидкости, отстоящим друг от друга на расстоянии, равном единице длины, при единичной разности скоростей между ними).

Внутреннее трение, характеризуемое величиной h, немецкий ученый М. Якоб в 1928 году предложил называть динамической вязкостью. В технической литературе за h утвердилось наименование абсолютной вязкости, так как эта величина выражается в абсолютных единицах. Однако в абсолютных единицах, можно выражать также и единицы кинематической и удельной вязкости. Термин «динамическая вязкость» соответствует физическому смыслу h, так как согласно учению о вязкости h входит в уравнение, связывающее силу внутреннего трения с изменением скорости на единицу расстояния, перпендикулярного к плоскости движущейся жидкости.

Впервые же динамическая вязкость была выведена врачом Пуазейлем в 1842 г. при изучении процессов циркуляции крови в кровеносных сосудах. Пуазейль применил для своих опытов очень узкие капилляры (диаметром 0,03-0,14 мм), т.е. он имел дело с потоком жидкости, движение которого было прямолинейно послойным (ламинарным). Вместе с тем исследователи, работавшие до Пуазейля, изучали закономерность истечения жидкости в более широких капиллярах, т.е. имели дело с возникающим турбулентным (вихревым) истечением жидкости. Проведя серию опытов с капиллярами, соединенными с шарообразным резервуаром, через которые под действием сжатого воздуха пропускался некоторый объем жидкости, определенный отметками, сделанными сверху и снизу резервуара, Пуазейль пришел к следующим выводам: 1) количество жидкости, вытекающее в единицу времени, пропорционально давлению при условии, что длина трубки превышает некоторый минимум, возрастающий с увеличением радиуса. 2) количество жидкости, вытекающее в единицу времени, обратно пропорционально длине трубки и прямо пропорционально четвертой степени радиуса. Формула Пуазейля в современной редакции выглядит следующим образом:

где h - коэффициент внутреннего трения (динамическая вязкость); Р - давление, при котором происходило истечение жидкости; t - время истечения жидкости в объёме V, L - длина капилляра; r - радиус капилляра.

Единицей динамической вязкости является сила, необходимая для поддержания разности скоростей, равной 1 м/с, между двумя параллельными слоями жидкости площадью 1 м² находящимися друг от друга на расстояний 1м, т.е. единицей измерения динамической вязкости в системе СИ является

Н Ч с/м² или Па Ч с .

Единица динамической вязкости, выраженная в физической системе измерения СГС, в честь Пуазейля называется Пуазом, т.е. за единицу динамической вязкости принимают сопротивление, которое оказывает жидкость при относительном перемещении двух ее слоев площадью 1см² , отстоящих друг от друга на 1 см, под влиянием внешней силы в 1 дн при скорости перемещения в 1см 1с. Динамическую вязкость при температуре t обозначают h_t .

Заключение

Отсутствие хорошо разработанной теории жидкого состояния препятствует развитию теоретических методов расчета вязкости жидкости. Поэтому в инженерных расчетах большое распространение получили различные лабораторные и эмпирические методы вычисления вязкости чистых веществ и их смесей.

Список литературы

1. «Эксплуатация магистральных нефтепроводов». Справочное издание. Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. - Тюмень: ТюмГНГУ, 20

2. Дмитриев - Геология и геохимия нефти и газа.

Размещено на Allbest.ru