что такое реологические свойства нефти

РЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ

Реология – наука, которая изучает механическое поведение твердо- и жидкообразных тел (реос – течение; логос – учение).

Связь между величинами напряжения сдвига t, деформации g и их изменениями во времени есть выражение механического поведения, которое составляет предмет реологии.

Существуют две распространенные модели жидкости. Первая из них предполагает, что в жидкости при движении нет касательных напряжений. Это модель идеальной жидкости. Вторая модель учитывает появляющиеся при движении касательные напряжения. Это модель вязкой жидкости.

В простейшем случае прямолинейного слоистого (ламинарного) течения связь между касательным напряжением t и производной скоростиu по нормали определяется законом вязкого трения Ньютона:

Этот коэффициент определяется свойствами жидкости и зависит от давленияи температуры.

Существует много сред, которые хорошо описываются моделью (1) вязкой (ньютоновской) жидкости. В то же время имеются и другие жидкие среды, для описания которых модель вязкой жидкости не подходит. Эти жидкости называются неньютоновскими.

Если нефть не содержит ССЕ, то она представляет собой молекулярный раствор различных низко- и высокомолекулярных соединений и подчиняется закону вязкого трения Ньютона (1). При движении вязкой ньютоновской жидкости по круглой трубе касательное напряжение t пропорционально градиенту скорости u:

du/dr – скорость сдвига.

Это простейшее реологическое уравнение жидкости. Оно содержит единственный реологический параметр – динамическую вязкость.

Зависимость касательного напряжения от скорости сдвига называется кривой течения или реологической кривой.

В координатах t-du/dr поведение нефти указанного выше типа будет описываться прямой 1, выходящей из начала координат (рис.1).

Рис.1. Кривые течения

1 – ньютоновская жидкость; 2 – псевдопластичная; 3 – дилатантная; 4 – вязкопластичная жидкости

Тангенс угла наклона прямой 1 к оси ординат характеризует вязкость жидкости (нефти) и при постоянной температуре есть величина постоянная:

Физико-химические и механические свойства НДС зависят от степени структурирования ВМС и от соотношения дисперсной фазы и дисперсионной среды.

Если нефть представляет собой свободнодисперсную систему, то ее течение качественно совпадает с течением гомогенных жидкостей, т.е. при ламинарном режиме течение сохраняется пропорциональность между напряжением сдвига и скоростью сдвига. Количественно отличие выражается в том, что вязкость системы оказывается выше вязкости чистой (гомогенной) жидкости, т.к. дисперсные частицы оказывают дополнительное сопротивление перемещению слоев жидкости.

Наличие структуры в жидкости изменяет характер кривых течения.

Широкий спектр размеров частиц в нефтяной дисперсной системе (НДС) и их взаимодействие между собой обусловливает большое разнообразие реологических свойств нефтей.

Нефти, представляющие собой связнодисперсную систему, уравнению Ньютона не подчиняются, т.к. при их течении утрачивается пропорциональность между приложенной нагрузкой (напряжением сдвига) и вызываемой ею деформацией (скоростью сдвига), кривая 2, рис.1. Жидкость продолжает сохранять способность к течению при сколь угодно малых напряжениях сдвига, но по мере увеличения скорости сдвига в жидкости происходит разрушение еще слабых связей между ассоциатами, упорядочение взаимного положения и ориентация частиц относительно направления потока. Все это приводит к относительному уменьшению прилагаемого к жидкости напряжения сдвига t и кривая течения 2 становится обращенной выпуклостью к оси t. Такие жидкости называются псевдопластичными.

Течение псевдопластичной жидкости подчиняется степенному закону:

Индекс течения характеризует отклонение системы от состояния ньютоновской жидкости:

n=1 – ньютоновская жидкость;

n 1 – дилатантная жидкость, кривая 3, рис.1.

Кривые течения степенных жидкостей проходят через начало координат.

Системы, в которых жидкая фаза пронизана сплошной структурной сеткой, приобретают способность к течению только после разрушения той сетки. Примером такой системы является нефть, содержащая сетку из кристаллов парафина или частиц асфальтенов. Идеальное вязкопластичное течение описывается прямой 4, тангенс угла наклона которой к оси скорости сдвига численно равен пластическойвязкости m*. Течение таких жидкостей (нефтей, водонефтяных эмульсий) начинается только после того, как напряжение сдвига превысит некоторый предел t₀. При этом структура полностью разрушается и жидкость течет затем как ньютоновская.

Уравнение, описывающее течение вязко-пластичных жидкостей, известно как уравнение Шведова-Бингама:

При рассмотрении кривых течения реальных вязкопластичных жидкостей можно наблюдать три характерных точки:

t_С – напряжение сдвига, при котором начинается течение (статическое напряжение сдвига);

t₀ – предельное (динамическое) напряжение сдвига;

t_Р – напряжение сдвига, при котором структура полностью разрушена и жидкость начинает течь как ньютоновская.

Исследования реологического поведения нефтей показали, что при температурах близких к температуре застывания нефти хорошо подчиняются модели Швидова-Бингама.

Пластическую вязкость можно выразить через реологические параметры t₀и m:

Структурообразование многократно повышает эффективную вязкость нефти, особенно при течении со сравнительно низкими скоростями.

Неньютоновские вязкие жидкости делятся на две группы:

а) жидкости, обладающие начальным напряжением сдвига t₀; при t£t₀ система ведет себя как твердое тело;

б) жидкости не обладающие начальным напряжением сдвига t₀.

Для неньютоновских вязких жидкостей вводится понятие кажущейся вязкости.

Вязкость неньютоновской жидкости, в отличие от вязкости ньютоновской, не является постоянной величиной, а зависит от величины напряжения сдвига:

m* ¹ const, m* = f (t, du/dr, T) (7)

Это сильно влияет на затраты энергии при перекачке по трубопроводам нефтей, содержащих дисперсные частицы.

Например, из-за того, что кажущаяся вязкость зависит от скорости сдвига (рис.2), потребуются дополнительные затраты энергии на разрушение структуры в начальный период при пуске насосных станций.

Значение предельного напряжения сдвига в НДС зависит от температуры нефтяной системы.

Изменения, происходящие в зависимости от температуры в НДС с лиофобной дисперсионной средой (плохой растворитель) могут быть представлены: гель«золь. В случае лиофильной дисперсионной среды (хороший растворитель): гель«золь«раствор ВМС.

В области температур, при которых система находится в состоянии геля, структурно-механическая прочность и устойчивость системы зависит от состава дисперсионной среды, ее растворяющей способности, концентрации твердой фазы, соотношения в твердой фазе парафинов и асфальтенов. При повышении температуры свойства геля изменяются, уменьшается его механическая прочность и система приобретает текучие свойства; при температуре, соответствующей температуре застывания, нефть из связнодисперсного состояния переходит в свободнодисперсное состояние (состояние аномальной жидкости). При определенной температуре система переходит из состояния неньютоновской (аномальной) жидкости в состояние молекулярных растворов ВМС (ньютоновская жидкость), характеризующейся наименьшей вязкостью системы при данной температуре, зависящей только от природы компонентов и температуры системы, и подчиняющейся закону Ньютона.

Итак, при подогреве нефти ее неньютоновские свойства сглаживаются, зависимость эффективной вязкости от скорости сдвига уменьшается.

При некоторой температуре, соответствующей точке слияния кривых (рис.3), жидкость становится ньютоновской: вязкость подогретой жидкости не зависит от скорости сдвига.

Отсюда следует сущность метода перекачки высоковязких нефтей с подогревом.

Целесообразность подогрева высоковязких нефтей определяется конкретными условиями перекачки.При периодической транспортировке высоковязких нефтей по трубопроводу целесообразность подогрева в высокой степени зависит от стоимости и эффективности теплоизоляции.

В отличие от перекачки при обычных температурах перекачка подогретых нефтей происходит при неизотермических условиях. В этом случае процессы теплообмена между нефтью и окружающей средой приобретают первостепенное значение. Интенсивность теплообмена повлияет на величину потерь тепла в окружающую среду и, следовательно, на температуру нефти в конце трубопровода. Выбор температуры подогрева для заданных условий перекачки определяется на основании технико-экономических расчетов с учетом минимума затрат на подогрев и перекачку.

Зависимость вязкости структурированной системы от напряжения сдвига представлена на рис.4.

На участках 1 и 3 вязкость системы является величиной постоянной при данной температуре. На этих участках НДС соответствует по своей консистенции состояниям геля, и молекулярному раствору ВМС нефти. На участке 2 нефть находится в состоянии аномальновязкой жидкости, вязкость является величиной переменной и характеризует равновесие процессов разрушения и восстановления структуры в зависимости от приложенного t.

Разрушение коагуляционных структур, образованных высокомолекулярными парафинами и асфальтенами, имеет свои особенности. После приложения определенной нагрузки к нефти, обладающей такой структурой, немедленного разрушения структуры не наблюдается. Степень разрушения зависит не только от скорости сдвига, но и от времени воздействия нагрузки. Характерно, что после снятия нагрузки прочность структуры через определенное время восстанавливается полностью, т.е. вязкость от величины m₃ увеличивается до значения m₁ (рис.4).

Такая способность к самопроизвольному восстановлению структуры после ее разрушения называется тиксотропией.

Парафинистые нефти и агрегативно-устойчивые концентрированные водо-нефтяные эмульсии облают свойством самопроизвольного увеличения прочности структуры t₀ во времени и восстановления структуры после ее механического разрушения.

Время восстановления структуры после ее механического разрушения для различных нефтей и эмульсий может колебаться от нескольких минут до десятков часов.

Тиксотропные свойства нефти зависят от содержания, химического состава, дисперсного состояния высокомолекулярных парафинов нефти, содержания и адсорбционного действия на процессы кристаллизации парафина смолисто-асфальтеновых веществ, температурного воздействия на нефть и др.

Для снижения тиксотропных свойств нефти применяют термообработку нефти и специальные депрессорные присадки.

Ранее было показано, что структурно-механическая прочность НДС, t₀, тем меньше, чем меньше радиус ядра ССЕ и больше толщина сольватного слоя.

Поэтому назначение депрессорных присадок – повысить степень дисперсности нефтяной системы и тем самым снизить структурно-механическую прочность t₀ и понизить температуру застывания нефти.

Установлено, что чем больше молекулярная масса парафинов нефти и чем выше их концентрация, тем меньше влияют добавляемые асфальтены или другие депрессоры на температуру перехода НДС из жидкого состояния в твердое.

Механизм действия депрессоров можно объяснить исходя из следующих представлений:

üØ Высокомолекулярные парафины в НДС образуют надмолекулярные структуры – ассоциаты макромолекул, способные самостоятельно существовать при температурах выше температуры кристаллизации парафиновых углеводородов;

üØ Действие депрессорных присадок сводится к влиянию на процесс ассоциации твердых парафиновых углеводородов при температурах выше температуры кристаллизации парафина и связано с образованием комплексов между присадкой и парафином.

Молекулы присадок, благодаря наличию в них парафиновых цепей, взаимодействуют с молекулами парафиновых углеводородов на стадии формирования надмолекулярной структуры и входят в состав ассоциата. При этом увеличивается толщина сольватной оболочки ССЕ, изменяется размер надмолекулярных структур, происходит ослабление сил взаимодействия между ассоциатами и между дисперсной фазой и дисперсионной средой. В результате образуются более рыхлые, более подвижные ассоциаты и снижается прочность структуры.

Это приводит к смещению температуры застывания систем в область более низких температур и к смещению структурных переходов парафина из агрегированного состояния в пространственное в область более высоких его концентраций.

Целенаправленных исследований в области формирования коагуляционных структур и аномальных нефтяных жидкостей проведено недостаточно и еще предстоит установить более общие закономерности для управления этим сложным процессом, имеющим важное технологическое значение.

Источник

Реологические свойства нефтий

Вязкость влияет на реологические свойства нефтей.

Реология – наука, изучающая механическое поведение твердо-жидкообразных тел, структурно–механические свойства нефтей.

Уравнение 4.9, описывающее связь между касательным напряжением (τ) и скоростью сдвига (dγ/dt), называется реологическим.

У ньютоновских жидкостей скорость сдвига пропорциональна касательному напряжению (давлению) и обратно пропорциональна вязкости жидкости (рис. 4.5). По аналогии с законом Гука: упругое поведение характеризуется пропорциональностью между напряжением и деформацией сдвига.

Вязкость ньютоновской жидкости (μ) зависит только от температуры, давления.

Вязкость неньютоновской жидкости (μ) зависит от температуры, давления, скорости деформации сдвига и времени нахождения в спокойном состоянии.

Реологические характеристики нефтей в значительной степени определяются содержанием в них смол, асфальтенов и твердого парафина.

Вязкопластичное течение жидкости описывается уравнением Бингама:

где τ_о – динамическое напряжение сдвига;

μ * – кажущаяся вязкость пластичных жидкостей, равная угловому коэффициенту линейной части зависимости dγ/dt = ƒ(τ).

Движение вязкопластичных нефтей аппроксимируется степенным законом зависимости касательного напряжения (τ) от модуля скорости деформации (dγ/dt):

где К – мера консистенции жидкости;

n – показатель функции.

С увеличением вязкости величина консистенции жидкости возрастает. Линии консистентности для различных типов реологически стационарных неньютоновских жидкостей приведены на рис. 4.6.

При n = 1, уравнение 4.11 описывает течение ньютоновских жидкостей (рис. 4.6., кривая 3), проявляющие упругие свойства. К ньютоновским жидкостям относятся, растворы индивидуальных углеводородов, смеси углеводородов до С₁₇, газоконденсатные системы, легкие нефти, молекулярные растворы.

При n 1 поведение нефти соответствует дилатантной жидкости (кривая 4) – вязко-пластические жидкости. Примером могут служить буровые растворы, водные растворы полимеров для повышения нефтеотдачи, представляющие собой высокомолекулярные соединения со сложным строением молекул и др.

Реологическая кривая 1 (рис. 4.6) относится к бингамовским пластикам – пластическая жидкость.

Рис. 4.6. Виды линий консистентности: 1. – бингамовские пластики; 2. – псевдопластики; 3. – ньютоновские жидкости; 4. – дилатантные жидкости

В состоянии равновесия нефтяная система ведет себя как пластическая жидкость и обладает некоторой пространственной структурой, способной сопротивляться сдвигающему напряжению (τ), пока величина его не превысит значение статического напряжения сдвига (τ_о). После достижения некоторой скорости сдвига, нефть способна течь как ньютоновская жидкость. Примером пластической жидкости могут служить нефти с высоким содержанием парафина при температурах ниже температуры кристаллизации, аномально-вязкие нефти, с высоким содержанием асфальтенов, структурированные коллоидные системы, используемые для повышения нефтеотдачи пласта.

Газосодержание нефтей

От количества растворенного в нефти газа зависят многие ее свойства: плотность, вязкость и др. Свойства нефти в пластовых условиях будут существенно изменяться за счет растворения в ней нефтяного газа (Г о ):

Свойства нефти = f (Г о ), Г о = f (Т_пл, Р_пл, Р_нас). (4.12)

Количество, которого зависит от пластовых температур (Т_пл), давлений (Р_пл) и от давления насыщения газонефтяных залежей.

Этот показатель в технологическом смысле называют газовым фактором:

где V_г – объём выделившегося газа из объёма нефти (V_н) при н.у.

Соотношение (4.13) описывает величину полного газосодержания (Г о ). Величина газового фактора (Г о ) характеризует количество газа (в м 3 ), содержащееся в 1 тонне нефти (в м 3 ). Различают газовый фактор объёмный [м 3 /м 3 ] и весовой [м 3 /т]. Величина его определяет запасы попутного газа нефтяной залежи. Газовый фактор определяют по результатам разгазирования глубинных проб нефти.

В газонефтяных залежах может на 1 м 3 нефти содержаться до 1000 м 3 газа. Для газоконденсатных залежей на 1 м 3 конденсата может приходиться до 900-1100 м 3 газа (газоконденсатный фактор).

Источник

Превращение нефти. Исследование свойств тяжелой нефти Ярегского месторождения

В статье представлены физико-химические свойства тяжелой нефти Ярегского месторождения и ее атмосферного остатка.

В статье представлены физико-химические свойства тяжелой нефти Ярегского месторождения и ее атмосферного остатка.

Определено изменение группового состава нефти в результате ректификации. На основании проведенных исследований реологических свойств нефти и атмосферного остатка определена энтальпия, свободная энергия и энтропия активации вязкого течения, а также зависимость частоты перескока молекул от температуры.

Серьезной проблемой современной нефтяной отрасли является повышение уровня добычи тяжелой нефти, которая содержит значительное количество примесей (асфальтены, сера, металлы), а перегонка дает больше тяжелого остатка, нежели светлых дистиллятов, что снижает ценность таких углеводородов.

Основные проблемы при использовании тяжелой нефти создаются ее низкой подвижностью как в пластовых условиях, так и на поверхности. Ее добыча и транспортировка к нефтеперерабатывающим заводам связаны с большими трудностями и материальными затратами [1].

Для правильного выбора технологических режимов различных процессов добычи, транспорта и переработки нефти необходимо знание не только физико-химических свойств исследуемой жидкости, но и реологических. В связи с этим необходимым этапом предварительных исследований при реализации того или иного технологического процесса является проведение специальных реологических испытаний этих жидкостей. Кроме того, результаты этих испытаний позволяют прогнозировать реологические свойства разрабатываемых нефтяных компаундированных систем, а также выбирать эффективные методы регулирования этих свойств [2].

Для выявления изменения структуры нефти в результате ректификации, в качестве объекта исследования, была выбрана тяжелая нефть Ярегского месторождения [3], а также атмосферный остаток этой нефти, полученный при перегонке, основные физико-химические свойства приведены в таблице 1.

Для выявления использования атмосферного остатка нефтей в качестве источника экстракции металлов была определена их концентрация в мазуте тяжелых нефтей (табл. 1) с использованием рентгено-флюоресцентного энергодисперсионного спектрометра Elipson 3. Выявлено, что содержание ванадия, железа и никеля повышается в мазуте относительно нефти, в то время как содержание алюминия и кремния незначительно снижается в атмосферном остатке тяжелой нефти.

Таблица 1. Физико-химические свойства тяжелой ярегской нефти и атмосферного остатка

Атмосферный остаток ярегской нефти

Плотность при 20°С, кг/м 3

Кинематическая вязкость при 40°С, мм 2 /с

Кинематическая вязкость при 80°С, мм 2 /с

Температура застывания, °С

Содержание алюминия,% масс.

Содержание кремния,% масс.

Содержание ванадия,% масс.

Содержание железа,% масс.

Содержание никеля,% масс.

Содержание фракции > 330, % масс.

Для определения изменения компонентов нефти в результате ректификации, а так же выявления его влияния на реологические свойства был исследован групповой состав углеводородных сред по следующей методике. Образец нефти/мазута растворялся 40-кратным объемом гексана, после чего отстаивался 16 часов в темном месте с целью осаждения асфальтенов. После фильтрования полученный деасфальтизат разделяли на насыщенные соединения, ароматические соединения и смолы с помощью гексана, бензона и этилового спирта. Выявлено (рис. 1), что содержание смол и асфальтенов повышается в результате отделения светлых фракций, в то время как содержание насыщенных и ароматических соединений снижается.

Рис. 1. Групповой анализ ярегской нефти и атмосферного остатка

Формирование надмолекулярных структур в нефтяных системах со значительным содержанием смолисто-асфальтеновых веществ (САВ) происходит на основе асфальтенового ядра, представляющего собой слоистые пачкообразные ассоциаты из полиароматических структур и сольватной оболочки, состоящей из молекул смолисто-масляных компонентов. Ассоциативные комплексы САВ в нефтяной дисперсной системе представляют собой дисперсную фазу. Степень структурирования и механическая прочность таких нефтей, а также характер изменения этих свойств при тепловом воздействии определяются в значительной мере химическим составом и строением этих высокомолекулярных компонентов. При постепенном возрастании концентрации САВ в высоковязких нефтях могут наблюдаться резкие изменения их реологических свойств, что соответствует критическому состоянию системы при достижении критической концентрации. В практическом смысле нефти в таком состоянии теряют текучесть, что усложняет процессы транспортировки таких углеводородов.

Создание эффективных методов регулирования реологических характеристик нефтей невозможно без изучения структурных превращений и количественной оценки межмолекулярного взаимодействия в них [2]. Такие исследования могут быть проведены на основе активационной теории течения Френкеля Я.И, и Эйринга Г. [4] и материалах реологических исследований нефтей.

При рассмотрении вязкого течения как процесса, скорость которого определяется энергией, необходимой для преодоления потенциального барьера, наилучших результатов можно достигнуть путем совместного применения теории абсолютных скоростей и статистической теории жидкости, основанной на так называемой модели свободного объема [5]. Согласно этой теории, каждая молекула в жидкости считается локализованной в потенциальной энергетической яме, т.е. в области минимума потенциальной энергии, которая определяется взаимодействием данной молекулы с соседними. Это взаимодействие приводит к установлению ближнего порядка, а дальнего порядка практически не существует [6]. Согласно теории Г. Эйринга течение жидкостей осуществляется перескоком отдельных молекул в соседнее, если оно свободно. Перескоки эти происходят в жидкости всегда и в отсутствие течения лишь под действием флуктуации тепловой энергии. Наличие напряжения сдвига в жидкости при ее течении делает более вероятными перескоки молекул в направлении действующего напряжения. Вероятность перескоков тем выше, чем больше запас тепловой энергии в системе, т.е. выше температура, и чем слабее межмолекулярные взаимодействия [2].

Частота перескока молекул определяется из соотношения:

Закономерности, определяющие вероятность перескока, определяют и закономерности вязкости. По аналогии с формулой 1 можно записать

Логарифмируя формулу (2), получаем

С повышением температуры величина Е_a уменьшается, что приводит к постепенному разрушению надмолекулярных структур. Таким образом, определение энергии активации в зависимости от температуры дает представление о происходящих структурных изменениях вещества.

Зависимость вязкости высокомолекулярных жидкостей, в том числе и нефтей, от температуры хорошо описывается уравнением Аллена-Фокса (4):

Следует отметить, что температура 60 ºС соответствует температуре плавления н-алкана С₂₇Н₅₆. Можно предположить, что твердые парафины концентрируются в высококипящей фракции и при достижении указанной температуры выпадают, образуя фазовый переход системы.

Рис. 2. Зависимость динамической вязкости ярегской нефти и атмосферного остатка от температуры

Рис. 3. Зависимость логарифма динамической вязкости ярегской нефти и ее атмосферного остатка от обратной температуры

Таблица 2. Энергия и теплота активации вязкого течения

Энергия активации, кДж/моль

Впервые понятие «энергия активации» было введено Аррениусом, пытавшимся объяснить температурную зависимость скорости химических реакций. Им была выдвинута идея о существовании активных молекул, находящихся в равновесии с исходными (неактивными) молекулами. Физический смысл энергии активации вязкого течения отвечает энергии перехода атомов жидкости из исходного (равновесного) в промежуточное (активированное) состояние, из которого они затем переходят в новое положение равновесия [7].

Из таблицы 2 видно резкое снижение энтальпии вязкого течения атмосферной фракции после фазового перехода, что может быть следствием разрушения структуры нефти и снижения прочности связей в результате ректификации, что подтверждается снижением значений энтальпии активации вязкого течения высококипящей фракции практически в 2 раза (таблица 2).

По формулам 6, 7 была определена зависимость свободной энергии и энтропии активации вязкого течения от температуры (рис. 4, 5). Следует отметить, что для нефти графики исследуемых показателей имеют практически линейный вид, в то время как для атмосферного остатка значения энтальпии и энтропии активации вязкого течения имеют резкий сброс при температуре фазового перехода.

Очень высокие значения энергии активации нефти и их быстрое уменьшение с повышением температуры [8] связывали с тем, что для достижения активированного состояния при течении в дополнение к работе, требующейся для образования «дырки», необходимо еще затратить энергию для разрыва сильных межмолекулярных связей.

Изменение свободной энергии активации и энтропии активации вязкого течения с температурой связано с самим механизмом течения, который представляет собою одновременно происходящие процессы разрушения структуры системы и ориентации макромолекул и элементов разрушенных структур.

Рис. 4. Зависимость свободной энергии активации вязкого течения ярегской нефти и ее атмосферного остатка от температуры

Рис. 5. Зависимость энтропии активации вязкого течения ярегской нефти и ее атмосферного остатка от температуры

Положительные значения энтропии активации вязкого течения нефти и мазута свидетельствуют о том, что доминирующее значение при течении имеет процесс разрушения структуры. По мере увеличения температуры под влиянием теплового движения происходит разрушение существующей в системе упорядоченности, поэтому разность между энтропией активированного и исходного состояния уменьшается.

На основании проведенных исследований определено, что значения энтропии выше нуля. Таким образом для исследуемых образцов имеет место процесс разрушения структуры, который при повышении температуры постепенно становится более упорядоченным, о чем говорит понижение значений энтропии на рисунке 5. Также следует отметить, что после 60ºС энтропия вязкого течения высококипящей фракции снижается практически в 2 раза.

По результатам исследований и формулы 1 была определена зависимость частоты перескоков от вязкости для нефти Ярегского месторождения (формула 8) и ее атмосферного остатка до и после температуры фазового перехода (формула 9, 10 соответственно). Установлено, что зависимость имеет степенной характер.

Таким образом, на основании значительного различия поведения зависимости ярегской нефти и ее атмосферного остатка можно сделать вывод о концентрировании твердых парафиновых углеводородов в высококипящей фракции ярегской нефти, которые при температуре 60 ºС резко меняют реологические свойства тяжелого остатка. Следует отметить, что при повышении температуры структура исследуемых объектов становится более упорядоченной, что следует из поведения энтропии активации вязкого течения при исследовании ее зависимости от температуры.

Исследования выполнены в рамках реализации гранта Российского научного фонда (проект № 15-17-00017).

The article presents the physico-chemical properties of heavy oil of Yarega oil field and its atmospheric residue. Determined the change in the group composition of the oil rectification. On the basis of the research of rheological properties of oil and atmospheric residue determined enthalpy, free energy and entropy of activation of viscous flow, as well as the dependence of the frequency hopping of molecules on temperature.

Источник