Ученые из Кувейтского университета и Кувейтского института научных исследований разработали новую модель, которая позволяет гораздо точнее предсказывать вязкость тяжелой нефти. В отличие от существующих методов, она учитывает не только температуру и плотность нефти, но и содержание в ней смол и асфальтенов – сложных компонентов, во многом определяющих ее текучесть. Это исследование дает инженерам реальный инструмент для планирования добычи, транспортировки и переработки нефти.
Проблема вязкости особенно актуальна для тяжелых сортов нефти, которые содержат большое количество высокомолекулярных соединений, из-за чего становятся густыми и плохо текут. Именно поэтому для их добычи и транспортировки требуются специальные технологии. До сих пор для расчетов использовались упрощенные формулы, связывающие вязкость лишь с температурой и API-гравитацией – показателем плотности нефти. Но эти модели часто давали большую погрешность, поскольку не учитывали химический состав и реальные механизмы, влияющие на текучесть.
Разрабатывая новую модель, кувейтские ученые взяли три образца тяжелой нефти с месторождений Северного Кувейта, выделили из них чистые смолы и асфальтены, а затем в разных пропорциях добавляли их обратно, формируя 357 искусственно воссозданных образцов нефти с различным составом. Для каждого образца при разных температурах были точно измерены вязкость, плотность и другие физико-химические характеристики.
На основе этих данных с помощью нелинейного регрессионного анализа была выведена новая формула, которая связывает вязкость нефти с температурой, плотностью (выраженной через показатель API), а также с содержанием асфальтенов и смол. Важной особенностью модели стало введение параметра, учитывающего соотношение асфальтенов и смол (As/Rs), что позволило математически описать их синергетическое влияние.
Получившаяся модель показала выдающуюся точность. При проверке на независимых данных ее прогнозы оказались значительно ближе к реальным измерениям, чем результаты 19 других известных корреляций. Средняя ошибка снизилась до 18–20%, а коэффициент детерминации достиг 0,97 – показатель высочайшей точности и надежности.
Теперь исследователи предлагают использовать разработанную модель в гидродинамическом моделировании месторождений, при проектировании трубопроводов и насосного оборудования, а также при планировании методов повышения нефтеотдачи. Это позволит сократить зависимость от дорогостоящих лабораторных испытаний.
