Тиксотропия. Изучение явления на примере нефти восточно-бирлинского месторождения

Для правильного выбора технологических режимов различных процессов добычи, транспорта и переработки нефти необходимо знание реологических свойств самой нефти, а также нефтепродуктов и рабочих жидкостей, участвующих в этих процессах [1]. Несомненно, одним из важнейших этапов при реализации того или иного технологического процесса является проведение специальных реологических испытаний этих жидкостей. По полученным данным можно будет не только прогнозировать реологические свойства нефтяных систем, но и подобрать самые эффективные методы регулирования этих свойств.

Тиксотропные свойства, как правило, проявляются в высоковязких и битуминозных нефтях. Это обусловлено тем, что такие нефти имеют сложные высокомолекулярные соединения, склонные к структурообразованию. Такими соединениями в нефти являются парафины, смолы и асфальтены [2].

Термин тиксотропия был впервые введен Фрейндлихом с сотрудниками для определения изотермического обратимого перехода геля в золь при механическом воздействии. Позднее он получил более широкое толкование как «свойство тела, при котором отношение касательного напряжения к скорости сдвига временно понижается в результате предшествующей деформации» [3].

Помимо высоковязких и битуминозных нефтей тиксотропными свойствами обладают и многие другие дисперсионные системы, которые отличаются между собой широким спектром характеристик (природа, характер строения, дисперсность, вид дисперсной среды…). Исходя из этого, выделяют ряд классов тиксотропных систем. Широкое распространение получила классификация Н.В Михайлова и П.А. Ребиндера [4]. В основе этой классификации заложена зависимость периода релаксации системы в зависимости от действующего напряжения сдвига. Системы по такой классификации делятся на жидкообразные и твердообразные. Однако, для некоторых тиксотропных систем, соответствующих твердообразным по классификации Н.В Михайлова и П.А. Ребиндера, наблюдается более сложная зависимость вязкости от напряжения сдвига [5]. В результате этого было введено понятие о двух типах кривых течения тиксотропных систем: первый тип – кривые с однозначной зависимостью вязкости и скорости сдвига от напряжения сдвига, второй тип – кривые с неоднозначной зависимостью вязкости и скорости сдвига от напряжения сдвига.

Восточно-Бирлинское нефтяное месторождение расположено в Ульяновской области Российской Федерации. В геологическом отношении месторождение приурочено к Волго-Уральской НГП.

Рисунок 1 – Схема расположения Восточно-Бирлинского месторождения в Ульяновской области

Экспериментальные исследования по изучению тиксотропных свойств нефти Восточно-Бирлинского месторождения проводились в лаборатории «Повышения нефтеотдачи пластов» Санкт-Петербургского горного университета с помощью ротационного вискозиметра Rheotest RN 4.1.

Нефть Восточно-Бирлинского месторождения обладает физико-химическими свойствами, представленными в Таблице 1.

Таблица 1 – Физико-химические свойства нефти Восточно-Бирлинского месторождения

В результате экспериментальных исследований были построены и проанализированы графики зависимостей вязкости от скорости и напряжения сдвига и скорости сдвига от напряжения сдвига при различных температурах.

Рисунок 2 – График зависимости вязкости от скорости сдвига при t=30°C Восточно-Бирлинского месторождения

Рисунок 3 – График зависимости вязкости от напряжения сдвига при t=30°C Восточно-Бирлинского месторождения

Рисунок 4 – Кривая течения нефти Восточно-Бирлинского месторождения при t=30°C

На основании экспериментальных исследований можно сделать следующие выводы:

Во-первых,исходя из измеренной динамической вязкости при t=20°C равной 68135 мПа·с и полученных кривых течения, нефть Восточно-Бирлинского месторождения можно отнести к разряду битуминозных, обладающих тиксотропными свойствами.

Во-вторых, при t=70°C нефть Восточно-Бирлинского месторождения не обладает тиксотропными свойствами, являясь типичной ньютоновской жидкостью, однако, при уменьшении температуры начинают проявляться тиксотропные свойства, обусловленные постепенным затвердеванием парафина и смол в нефти.

В дальнейших исследованиях планируется изучить свойства данной нефти в обезвоженном состоянии, подобрать оптимальные модели течения, а также изучить влияние маловязкого разбавителя на реологические свойства уже обезвоженной нефти.

Литература

1. Рогачев М.К., Кондрашева Н.К. Реология нефти и нефтепродуктов: Учебное пособие. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000.-89с.

2. Рощин П.В., Петухов А.В., Васкес Карденас Л.К. Исследование реологических свойств высоковязких и высокопарафинистых нефтей месторождений Самарской области. – Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2013. – Т.8. – №1

3. Рейнер М. Реология. – Издательство «Наука». – 1965. – 197с.

4. Михайлов Н.В., Ребиндер П.А. О структурно-механических свойствах дисперсных и высокомолекулярных систем. – Коллоидный журнал. – 1955 – т 17 – №2 . – 107-119с.

5. Пивинский Ю.Е Реология дилатантных и тиксотропных дисперсных систем. – РИО СПбГТИ (ТУ). – 2001. – 174с.

6. Матвеенко В.Н., Кирсанов Е.А. Вязкость и структура дисперсных систем. – УДК 541.182. – Вест. Моск. Ун-та. – Сер.2 Химия. – 2011. – Т.52. №4. – 254с.