Универсальный способ прогнозирования вязкости нефти нашли в КФУ | Новости науки
В Институте физики Казанского федерального университета предложили новое аналитическое выражение для расчета вязкости сырой нефти. Его точность значительно выше по сравнению с другими известными выражениями – оно описывает самые разные образцы нефти в широком диапазоне температур, сообщили в пресс-службе вуза.
Ученые работали на базе НИЛ «Информационные технологии в физическом материаловедении» Института физики КФУ. По словам исследователей, вязкость сырой нефти определяет ее текучесть и способность просачиваться через геологические породы. Для правильного прогнозирования вязкости нефти нужны надежные и универсальные выражения, которые применимы в широком диапазоне температур и давлений. Такие выражения должны учитывать тот факт, что с физико-химической точки зрения нефть представляет собой многофазную и многокомпонентную систему.
Для определения температурной зависимости вязкости сырой нефти вплоть до температур аморфизации ученые Казанского университета предложили универсальное выражение, основанное на концепции температурного скейлинга, которая была развита физиками КФУ ранее. Точность предложенного выражения существенно выше по сравнению с другими известными выражениями для описания вязкости нефти.
«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», — рассказал Центру медиакоммуникаций КФУ заведующий кафедрой вычислительной физики и моделирования физических процессов Института физики, заведующий НИЛ, профессор Анатолий Мокшин.
Концепцию можно использовать в самых разных задачах, где температура является одним из параметров, подчеркивают физики.
«В данной работе 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», — объяснил профессор.
Ученые рассмотрели образцы нефти, добытые в различных месторождениях России, Китая, Саудовской Аравии, Нигерии, Кувейта и Северного моря. Также были изучены образцы Ашальчинского и Куакбашского месторождений Республики Татарстан.
Впервые ученые Казанского университета применили метод регрессионного анализа для определения соответствия между параметрами предложенной модели вязкости и различными физическими характеристиками, имеющими отношение к вязкости нефти, такими как температура аморфизации и показатель API (Американский институт нефти), он характеризует плотность нефти по отношению к плотности воды при некоторой температуре.
«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 профессор. — Если рассматриваемые характеристики не являются однотипными и их число достаточно велико, то строгий аналитический вывод и установление взаимосвязи между ними или между некоторыми из них является затруднительным. Поэтому в данном случае очень результативными оказываются 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».
Благодаря методу регрессионного анализа удалось выяснить то, каким образом плотность нефти, которая непосредственно определяется долей парафиновых и асфальтеновых фракций, долей растворенных солей, воды и другими факторами, влияет на способность нефти аморфизоваться, то есть 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. При этом образцы, добытые в месторождениях Китая, Саудовской Аравии, Кувейта и Северного моря, имеют достаточно высокую температуру аморфизации порядка минус 65–70 градусов, что может быть обусловлено их высокой структурной неоднородностью», — пояснил Анатолий Мокшин.
По его словам, результаты исследования имеют важное фундаментальное значение — прежде всего решается задача, связанная с выяснением физических механизмов, определяющих вязкое течение предельно сложных по своему составу многофазных и многокомпонентных систем — к таким относится сырая нефть. Кроме того, работа затрагивает задачу, связанную с аморфизацией нефти, то есть определение таких физических условий, при которых нефть, по сути, должна быть способна преобразовываться в твердое тело.
Результаты должны иметь и практическую значимость. Так, например, знание о том, как вязкость изменяется с температурой, должно позволить осуществлять подбор оптимальных условий для добычи и транспортировки сырой нефти, уверен профессор.
Исследование поддержано программой стратегического академического лидерства «Приоритет–2030».