Физики КФУ разработали универсальный способ прогнозирования вязкости нефти

Новое аналитическое выражение для расчета вязкости сырой нефти, точность которого значительно выше других известных формул, получили ученые Института физики Казанского федерального университета (КФУ), 3 октября сообщает пресс-служба вуза.

Результаты исследования предложенного математического решения для описания вязкости самых различных образцов нефти были представлены в статье «Унифицированная масштабная модель для вязкости сырой нефти в расширенном диапазоне температур», опубликованной в журнале Fuel.

Поскольку вязкость сырой нефти определяет ее текучесть и способность просачиваться через геологические породы, она важна для выбора технологии разработки месторождений. При этом правильное прогнозирование вязкости нефти требует знания ее зависимости от ряда параметров в широком диапазоне температур и давлений, которая должна быть представлена надежными и универсальными выражениями, учитывающими, что нефть является многофазной и многокомпонентной системой.

Ученые КФУ разработали для определения температурной зависимости вязкости сырой нефти вплоть до температур аморфизации (отверждения) универсальное выражение, основанное на концепции температурного скейлинга, развитой физиками КФУ ранее. При этом точность предложенного выражения существенно выше других известных выражений для описания вязкости нефти.

Заведующий кафедрой вычислительной физики и моделирования физических процессов Института физики КФУ, заведующий НИЛ, профессор Анатолий Мокшин пояснил:

«Концепция температурного скейлинга подразумевает введение такой температурной шкалы, отличной от шкал Цельсия, Кельвина и других, в соответствии с которой значения ключевых температур, таких как температура стеклования, температура плавления, принимают одни и те же значения для любых систем. В этом случае температура как физический параметр будет безразмерной величиной».

Концепция может быть использована в самых разных задачах, где температура является одним из параметров. В данной же работе, подчеркнул профессор, «концепция была использована для того, чтобы получить аналитическое выражение, которое было бы способно корректно воспроизводить температурные зависимости вязкости таких предельно сложных по своему составу реальных физических систем, как сырая нефть».

Для исследования новой концепции ученые рассмотрели образцы нефти из различных месторождениях России, Китая, Саудовской Аравии, Нигерии, Кувейта и Северного моря, в том числе образцы Ашальчинского и Куакбашского месторождений Татарии.

Для определения соответствия между параметрами предложенной модели вязкости и различными физическими характеристиками, имеющими отношение к вязкости нефти, такими как температура аморфизации и показатель API, характеризующий плотность нефти по отношению к плотности воды при некоторой температуре, учеными КФУ впервые был применен метод регрессионного анализа.

«Регрессионный анализ позволяет решать задачи по установлению взаимосвязи между различными характеристиками. Так, научные исследования той или иной системы очень часто подразумевают работу с большим набором различных физических характеристик этой системы, где возникает необходимость в установлении общих закономерностей или „правил“, в соответствии с которыми эти характеристики могут быть взаимосвязаны между собой», — уточнил Анатолий Мокшин.

При этом, когда эти характеристики не однотипны, а их число велико, то строгий аналитический вывод и установление взаимосвязи между ними или между некоторыми из них сделать трудно. Тогда на помощь приходят методы статистического анализа данных, в том числе метод регрессионного анализа.

«Суть этого метода заключается в поиске такого аналитического выражения, как правило выражения полиномиального вида, в соответствии с которым рассматриваемые характеристики могут быть взаимосвязаны», — рассказал ученый.

Применив регрессионный анализ, исследователи установили, как именно плотность нефти, определяемая величиной долей парафиновых и асфальтеновых фракций, растворенных солей, воды и другими факторами, влияет на способность нефти аморфизоваться (затвердевать).

«Например, различия в температурах аморфизации образцов сырой нефти, добытых на различных, хотя и близких месторождениях Республики Татарстан, могут составлять более 70 градусов. Аналогичные результаты получаются в случае образцов из Нигерии. Очевидно, что такое сильное различие в аморфообразующей способности связано с различиями в составе этих образцов нефти», — отметил Мокшин.

Он указал, что образцы из месторождений Китая, Саудовской Аравии, Кувейта и Северного моря имеют достаточно большую температуру аморфизации, составляющую минус 65–70 градусов, вероятно, из-за их высокой структурной неоднородности.

Ученый считает, что результаты проведенного в КФУ исследования имеют важное фундаментальное значение, поскольку решают задачу установления физических механизмов, определяющих вязкое течение таких предельно сложных по своему составу многофазных и многокомпонентных систем, как сырая нефть. Кроме того, знание зависимости вязкости от температуры может помочь в подборе оптимальных условий добычи и транспортировки сырой нефти.