Аномалии вязкости нефти

 

Исследованиями, выполненными на кафедре эксплуатации нефтяных месторождений УНИ установлено, что асфальтеносодержащие пластовые и дегазированные нефти при температурах выше температуры насыщения парафином являются аномально-вязкими.

Линии консистентности этих нефтей по форме аналогичны полным реологическим кривым С.Оствальда (рис.5). По классификации акад.П.А.Ребиндера кривые консистентности такой формы характерны для жидкообразных структурированных коллоидных систем. Структурная сетка образована в них мицеллами асфальтенов и относится к типу коагуляционных структур. Как правило, начальная температура в ласте выше температуры насыщения нефти парафином, поэтому асфальтеносодержащие нефти следует считать аномально-вязкими.

Рис.5. Кривые консистентности и эффективной вязкости для аномально-вязких систем.

 

Рассмотрим более подробно форму линии течения таких нефтей и сущность процессов, происходящих на каждом характерном участке кривой консистентности. На кривой консистентности (рис.5) можно выделить два линейных участка, различающихся углом наклона к оси напряжений сдвига. Первый участок (б-в) расположен правее напряжения предельного разрушения структуры τ _m до области турбулентного течения. Продолжение реологической линии этого участка проходит через начало координат.

Вязкость нефти в этой области постоянная и наименьшая. Она названа наименьшей вязкостью предельно разрушенной структуры μ _m.

Второй участок (0-а) находится в начале кривой консистентности – в области малых напряжений и скоростей сдвига. Угол наклона кривой на этом участке небольшой, течение нефти в этой области происходит практически без разрушения структуры, поэтому ее вязкость наибольшая. Продолжение участка (о-а) также проходит через начало координат. По П.А.Ребиндеру в этой области разрушение структуры сопровождается полным тиксотропным ее восстановлением, и система движется с практически неразрушенной структурой, т.е. наблюдается явление ползучести. Вязкость нефти постоянна и названа наибольшей предельной вязкостью практически неразрушенной структуры μ _0.

При выполнении практических расчетов можно принять, что при превышении предельного динамического напряжения сдвига (θ) μ ₀ начинает уменьшаться и при действующих напряжениях сдвига, равных τ _m, достигает наименьшей величины μ _m. В этой области (а-б) эффективная или структурная вязкость соответствует равновесному состоянию процессов разрушения и восстановления структуры, протекающих одновременно в установившемся ламинарном потоке. От точки «а» до точки перегиба кривой (а-б) превалирует процесс восстановления структуры, а в дальнейшем от точки перегиба до «б» - процесс разрушения пространственной структурной сетки.

Из изложенного следует, что вязкость нефти зависит от напряжений и скоростей сдвига. Такая зависимость в реологии названа аномалией вязкости. В частности, у неньютоновских жидкостей, кроме дилатантных, кажущаяся или эффективная вязкость уменьшается с ростом действующих напряжений сдвига τ.

Для аномально-вязких нефтей связь между эффективной вязкостью и напряжением сдвига выражается следующей формулой:

где τ _n – некоторое напряжение сдвига, соответствующее началу сильного разрушения структуры. Оно находится из экспериментальной зависимости μ _э = ƒ (τ) по величине

т.е. по величине эффективной вязкости, соответствующей условию τ = τ _n.

В – коэффициент, характеризующий скорость разрушения структуры в системе. Для нахождения этого коэффициента используется любая точка экспериментальной кривой μ _э = ƒ (τ), лежащей в диапазоне напряжений сдвига от τ _n до τ _m. Коэффициент В находится из формулы (7) по значениям τ и μ _э в этой экспериментальной точке и найденной ранее величине τ _n.

К аномально-вязким системам следует отнести фильтрующиеся без перерыва нефти с температурой, превышающей температуру насыщения парафином. После появления в объеме нефти кристалликов парафина до температуры, близкой к температуре массовой кристаллизации, аномалии вязкости значительно усиливаются. При этом у нефтей с содержанием парафинов до 6% масс при непрерывном движении наблюдаются линии типа С.Оствальда. Эти выводы основаны на результатах многолетних исследований пластовых нефтей месторождений Башкирии, Татарии, Западного Казахстана и Республики Коми.

Нефть, содержащая асфальтены и парафины, относится к тиксотропным системам. Такие системы способны к изотермическому восстановлению структуры, разрушенной при механическом воздействии. В процессе теплового движения частицы дисперсной фазы принимают такое взаимное расположение, при котором система обладает минимумом энергии и становится термодинамически более устойчивой. В частности, в состоянии покоя структура упрочняется настолько, что при возобновлении течения вязкости при тех же скоростях сдвига будет выше, чем до перерыва в движении.

Тиксотропные свойства нефти ведут к усилению структурно-механических свойств. Например, с увеличением продолжительности покоя предельное динамическое напряжение сдвига (ПДНС) растет. Зависимость этого параметра от времени покоя записывается в виде

где θ – ПДНС нефти в условиях непрерывного движения, θ _max – максимальное значение ПДНС нефти, находившейся в покое более35 часов, t – время покоя; с=0, 42 – коэффициент, зависящий от свойств нефти.

Следует учесть, что наиболее быстро ПДНС увеличивается в течение 10 часов после прекращения движения. В дальнейшем прочность структуры увеличивается незначительно. Рост ПДНС прекращается после 35 часов покоя нефти. Зависимость между θ _max и θ приближенно оценивается формулой

θ _max = 1, 9θ.

Тиксотропные свойства являются одной из причин проявления сверханомалий вязкости нефтей. Хотя линия консистентности по-прежнему исходит из начала координат, но в этом случае появляется многозначность вязкости. В определенных пределах каждому напряжению сдвига соответствует от двух до трех значений коэффициента вязкости (рис.6).

Рис.6. Линия консистентности и зависимости μ _э = ƒ (τ) для системы с сверханомалией вязкости.

 

Особенно отчетливо сверханомалии вязкости даже при небольшом снижении температуры ниже пластовой (на 15º С) наблюдается у высокопарафинистых узеньских нефтей. Причем, это явление проявляется как после покоя, так и при непрерывном движении нефти.

Сверханомалии вязкости достаточно четко отмечаются у высокосмолистых нефтей залежей нижнего карбона Башкирии и Татарии после покоя, а также при температурах нефти, близких к температуре массовой кристаллизации парафина.

Из рис.5 следует, что на линии консистентности с сверханомалией вязкости можно выделить несколько участков:

1) участок (о-а), где напряжение сдвига прямо пропорционально скорости сдвига, т.е. нижняя ньютоновская область течения с вязкостью практически неразрушенной структуры. Участок расположен левее предельного динамического напряжения сдвига;

2) участок (а-б-в) соответствует интенсивному разрушению структуры и резкому снижению сопротивления течению – режим проявления сверханомалии. На этом участке напряжение сдвига сначала (а-б) увеличивается, а затем (б-в) уменьшается с ростом градиента скорости. Здесь наблюдаются сильные аномалии вязкости. Наибольшее значение напряжения сдвига на этом участке, соответствующее точке «б», названо критическим напряжением сдвига;

3) практически вертикальный участок (в-г) соответствует переходу от сверханомалии и обычным случаям аномалии вязкости, когда эффективная вязкость обратно пропорциональна напряжению сдвига;

4) участок (г-д) верхней ньютоновской области течения при напряжениях, превышающих напряжение сдвига предельного разрушения структуры.

Для систем с такой формой линии консистентности Г.М.Бартенев и Н.В.Ермилова для исключения многозначности рекомендуют изображать зависимость эффективной вязкости от градиента скорости, а не от напряжения сдвига.

Выше было показано, что реологические свойства аномально-вязких нефтей можно охарактеризовать использованием четырех параметров – μ _0, μ _m, θ и τ _m, а для нефтей с сверханомалией вязкости – введением дополнительно еще одного параметра τ _кр.