Heat treatment impact on structural-rheological properties of high-parafin oil

Толық мәтін

Введение

В процессах добычи и транспортировки нефти из-за постоянно меняющегося температурного градиента нефтяного потока нередко наблюдается возрастание вязкости и температуры застывания, увеличение предела текучести и модуля упругости, что приводит к образованию твердых отложений на поверхности нефтяного оборудования [1–5]. С понижением температуры окружающей среды в парафинистых нефтях происходит формирование гелеобразной 3D-структуры, которая имеет вязкопластические свойства, зависящие от времени формирования [6–8].

Процесс гетерогенной кристаллизации парафина зависит от различных факторов, таких как температура, концентрация дисперсной фазы, наличие поверхностно-активных веществ, предварительная термическая обработка нефти. Ряд авторов отмечали зависимость температуры гелеобразования и реологических свойств нефти от скорости охлаждения [9–12]. Однако в литературе нет единого мнения о влиянии данного параметра на реологическое поведение нефти. Одни авторы считают, что чем выше скорость охлаждения, тем ниже предел текучести и температура гелеобразования нефти [13]. Другие исследователи [14, 15], напротив, описывают увеличение предела текучести с ростом скорости охлаждения термостатируемых нефтей.

В связи с тем, что парафинистые нефти представляют собой сложную смесь углеводородов и гетероатомных соединений, их структурно-механические свойства и предел текучести зависят от многих факторов, в частности от начальной температуры охлаждения [16–18]. Эксперименты по термической обработке нефти при 60 °С, проводимой для удаления легких фракций и улучшения стабильности ее состава, показали увеличения предела текучести и температуры гелеобразования по сравнению с необработанной нефтью или нагретой до 35 и 45 °С [10, 19]. Известно, что термообработка без удаления легких фракций и при температуре нагревания выше температуры плавления парафина улучшает реологические свойства парафинистой нефти. Этот факт объясняется тем, что образование достаточно крупных кристаллов парафинов может происходить в термообработанной нефти. Одновременно с этим образованию прочной парафиновой структуры препятствует наличие на поверхности этих кристаллов адсорбированных асфальтенов и смол, между которыми значительно ослабляются силы коагуляционного сцепления.

Термообработка нефти ниже температуры плавления парафина может вызвать повышение предела текучести и ухудшение реологических свойств. В работе [20] показано резкое ухудшение реологических параметров после термообработки при 28–40 °С. Наблюдаемые явления авторы объясняют особенностями диаграмм фазового состояния исследуемых жидких сред.

Анализ литературных данных свидетельствует о том, что требуются дополнительные исследования влияния температуры термообработки (Т_т) на структурно-реологические свойства и процесс формирования нефтяного осадка для высокопарафинистых смолистых нефтей.

Объекты и методы исследования

Объектом исследования выбрана высокопарафинистая смолистая нефть Южно-Майского месторождения Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Содержание в нефти масляных фракций составило 85,8 мас. %, в том числе парафиновых углеводородов (ПУ) – 7 мас. %, смол – 13 мас. % и асфальтенов – 1,2 мас. %. В нефти отсутствуют механические примеси и вода.

Термообработку нефти осуществляли в течение 60 минут при температурах 10, 20, 40 и 60 °С в герметичной емкости.

Температуру застывания нефти анализировали с помощью измерителя низкотемпературных показателей нефтепродуктов ИНПН «Кристалл» (Томск, ИХН СО РАН).

Для изучения осадкообразования в нефти использовали лабораторный аппарат Coldfinger. Он состоит из охлаждаемого стального цилиндра («холодного пальца»), погруженного в герметичный термостатированный сосуд, содержащий исследуемый образец нефти. Температура стенки «холодного пальца» 10 °С, а температура образца нефти 20 °С. Время формирования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) – 1 ч.

Выделение асфальтенов из нефтяного осадка проводили «холодным» способом Гольде (ГОСТ 11858). Содержание насыщенных и ароматических углеводородов, бензольных и спиртобензольных смол определяли методом колоночной жидкостной адсорбционной хроматографии (ГОСТ 11851-2018). Индивидуальный состав н-алканов определяли методом хромато-масс-спектрометрии (Thermo Scientific) на капиллярной колонке TR-5MS (30 м; 0,25 мм). Анализ выполнялся в режиме линейного программирования температуры: 2 мин при 80 °С, от 80 до 300 °С со скоростью нагрева 4 °С/мин. Калибровка проводилась с использованием н-С₂₀.

Исследование вязкостно-температурных свойств термообработанной нефти осуществляли с помощью реометра HAAKE Viscotester iQ с измерительным устройством и системой управления HAAKE RheoWin. Скорость охлаждения нефти 2 °/мин поддерживалась с помощью программируемого креостата, а выбранная сдвиговая скорость, при которой разрушение структуры нефтяной системы минимальна, составляла 1 с^–1. Результатом исследования являлось построение графических зависимостей f(T) эффективной вязкости от температуры нефти (рис. 1, а).

Для определения энергии активации вязкого течения E_а(вт) использовали уравнение Аррениуса–Френкеля–Эйринга: , где η – эффективная вязкость, мПа·с; B – предэкспоненциальный коэффициент, включающий в скрытом виде зависимость вязкости от других параметров структуры, в частности молекулярной массы; E_а(вт) – энергия активации процесса вязкого течения, кДж/моль; R – универсальная газовая постоянная; T – абсолютная температура, К.

Энергия активации вязкого течения E_а(вт) жидкости – это минимальная энергия, необходимая молекулам и частицам дисперсной фазы жидкости для преодоления потенциального барьера сил взаимодействия с ближайшим окружением и перемещения их на новое положение равновесия [21, 22]. В работе величина E_а(вт) позволяет оценить силы межмолекулярных взаимодействий между нанокластерами и нефтяными ассоциатами, а также микроструктурную упорядоченность нефтяных систем и их стабильность. Величина E_а(вт) определяется по тангенсу угла наклона касательной к криволинейным участкам кривой.

Размеры нефтяных агрегатов, формирующихся в термостатируемой нефти с понижением температуры, фиксировались на спектрометре динамического и статического рассеяния света Photocor Complex (г. Москва). Метод фотонной корреляционной спектроскопии (ФКС) основан на определении коэффициента диффузии коллоидных частиц путем измерения корреляционной функции (или спектрального состава) динамического рассеянного света. Используемое оборудование включает в себя программируемый лазерный фотонный корреляционный спектрометр Photocor-FC, модуль управления коррелятором и аппроксимации экспериментальных данных и обработки измерений. Прибор позволяет проводить различные исследования нефтяных дисперсных систем. Метод основан на зависимости между диаметром частицы и уширением спектра отраженного от нее лазерного света. Радиус наноагрегатов может быть рассчитан по формуле Стокса–Эйнштейна, если принять допущение об их сферической форме.

В спектрометре использовался диодный инфракрасный лазер (λ=980 нм) в составе Photocor-DL/R – системы счета фотонов на основе высокочувствительного фотодиода с возможностью работать в инфракрасной и красной области спектра. Для проведения измерений использовались круглые кюветы из оптического стекла 6×50 мм. Угол рассеивания составил 90°. Измерения размеров частиц на приборе PhotoCor Complex прекращались, когда нефтяные агрегаты вырастали до таких размеров, что седиментационные процессы начинали преобладать над диффузионными, приводящими к некорректному измерению их размеров.

Целью работы было изучить влияние термообработки на структурно-реологические, энергетические характеристики, состав нефтяного осадка и размеры формирующихся нефтяных агрегатов высокопарафинистой смолистой нефти Южно-Майского месторождения (Томская область).

Результаты исследования и их обсуждение

Начальная температура перекачки нефти может варьировать в широких пределах. Поэтому исследуемую нефть термостатировали (Т_т) при 10, 20, 40 и 60 °С. Влияние температурного фактора на вязкость нефти изучали с понижением температуры в интервале от 35 °С до температуры, близкой к температуре потери текучести (рис. 1).

Для образцов, обработанных при Т_т 10 °С (1) и 20 °С (2), эффективная вязкость h₂₀ при понижении температуры нефти до 20 °С различается незначительно, для образца (3) с Т_т 40 °С значения h₂₀ возрастают в 10 раз (табл. 1). Однако при дальнейшем увеличении Т_т до 60 °С (4) происходит такое же резкое снижение вязкости. При этом все вязкостно-температурные зависимости исследуемых образцов имеют по два значительно различающиеся углом наклона участка с точкой перегиба, соответствующей температуре фазовых переходов «золь–гель» (Т_фп), которые связанны с интенсивной кристаллизацией парафиновых углеводородов при понижении температуры и с образованием прочной пространственной 3D-структуры коагуляционно-кристаллизационного типа [23].

 

Рис. 1. Зависимости (а) вязкости нефти от температуры; (б) в полулогарифмических аррениусовских координатах после термостатирования при Тт (°С): 10 (1), 20 (2), 40 (3), 60 (4)

Fig. 1. Dependences of (a) oil viscosity on temperature; (b) in semi-logarithmic Arrhenius coordinates after thermostatting at T_t(°С): 10 (1), 20 (2), 40 (3), 60 (4)

 

На рис. 1, б представлены полулогарифмические зависимости ln(h) вязкости нефти от обратной температуры 1/Т при различных режимах термоститирования. Для всех образцов с понижением температуры до точки фазового перехода отмечено незначительное монотонное увеличение вязкости, после Т_фп для всех образцов наблюдается резкий скачок вязкости в области пониженных температур.

Состояние любой термодинамической системы зависит от соотношения энергии межмолекулярного взаимодействия и теплового движения, поэтому для нефтяной дисперсной системы (НДС) оказываются взаимосвязанными значения энергии активации вязкого течения Е_а(вт) и параметры структурированности жидкости. В табл. 1 приведены значения температуры застывания Т_з, температуры фазового перехода Т_фп и энергии активации вязкого течения (E_а(вт)1, E_а(вт)2) термообработанных образцов.

 

Таблица 1. Влияние температуры термообработки Т_т нефти на эффективную вязкость при 20 °С h₂₀, температуру застывания Т_з, температуру фазового перехода Т_фп и энергию активации вязкого течения E_a(вт)

Table 1. Effect of oil heat treatment temperature T_t on effective viscosity at 20°C h₂₀, pour point T_p, phase transition temperature T_pt and activation energy of viscous flow E_a

Тт/Tt, °С	h20, мПа·с mPа∙s	Тз/Tp, °С	Тфп/Tpt, °С	Ea(вт), кДж/моль/kJ/mol
				Eа(вт)1/Ea1	Eа(вт)2/Ea2
10	106,8	7,5	23,0	62,6	340,4
20	116,0	7,3	24,1	27,3	324,4
40	600,2	9,4	19,1	60,8	217,8
60	66,0	–4,7	19,0	9,2	187,2

 

Энергия активации E_а(вт)1 после термообработки нефти при 10, 20 и 60 °С в температурном интервале от 35 до Т_фп снижаются с ростом Т_т в 2,3 и 6,8 раз соответственно, а для обработанной при 40 °С нефти E_а(вт)1 близка к значению энергии для нефти, обработанной при 10 °С. С понижением температуры нефти ниже температуры фазового перехода начинается процесс образования в НДС кристаллической гелеобразной структуры, и величина E_а(вт)2 для всех образцов резко возрастает – в 20,3 и 3,6 раза для обработанной при 60 и 40 °С соответственно и в 5,4 и 11,9 раз для обработанной при 10 и 20 °С соответственно.

Температура застывания нефти Т_з после термообработки при 10 и 20 °С имеет близкие значения – 7,3 и 7,5 °С соответственно, при температуре обработки Т_т 40 °С возрастает до 9,4 °С. Напротив, термообработка нефти при 60 °С приводит к депрессии температуры застывания на 12 °С. Значительное влияние Т_т оказывает на температуру фазового перехода: наиболее низкая Т_фп 19,0 и 19,1 °С отмечена у нефти, обработанной при 60 и 40 °С, и максимальная 24,1 °С – для нефти, обработанной при 20 °С. Следовательно, термообработка при 60 °С оказывает большее влияние на температуру застывания, чем на температуру кристаллизации.

Для определения суммарного расхода внутренней энергии DW, необходимого при разрушении структуры высокопарафинистых нефтей за счет сдвиговой скорости при трубопроводном транспорте, рассчитывали энергетические параметры гидромеханического разрушения надмолекулярной структуры нефти по методике, описанной в [24]. Были получены петли гистерезиса, представляющие собой реологические зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига t(g) для прямого (®) и обратного (¬) хода снятия кривых течения нефти, термостатированной при различных температурах Т_т через фиксированные промежутки времени (20 с), при скоростях сдвига от 0,34 до 85 с^–1, характерных при перекачке по трубопроводу в реальных условиях. На рис. 2 приведены петли гистерезиса при температуре 5 °С, которая наиболее близка температуре застывания исследуемой нефти (~7 °С) после термообработки при разных температурах Т_т.

 

Рис. 2. Реограммы прямого (®) и обратного (¬) хода зависимости напряжения сдвига τ от скорости сдвига при температуре нефти 5 °С после термообработке при Тт (°С): 20 (1), 40 (2), 60 (3)

Fig. 2. Rheograms of forward (®) and reverse (¬) dependence of shear stress τ on shear rate at oil temperature of 5°C after heat treatment at T_t(°С): 20 (1), 40 (2), 60 (3)

 

После термообработки нефти при 20 и 60 °С кривые прямого и обратного хода сближаются, скорости разрушения и восстановления тиксотропной структуры выравниваются (рис. 2, 1, 3). Термостатируемая при 40 °С нефть характеризуется максимальной по площади петлей (рис. 2, 2).

Значения внутренней энергии разрушения дисперсной структуры DW нефти после термообработки при различных температурах нефти приведены в табл. 2.

 

Таблица 2. Значения внутренней энергии разрушения дисперсной структуры DW нефти после термообработки при различных температурах Т_т

Table 2. Values of the internal energy of destruction of the dispersed structure DW of oil after heat treatment at different temperatures Т_t

Температура нефти Oil temperature, °С	DW при Тт, Дж/DW at Тt, J
	20 °С	40 °С	60 °С
5	2,90	3,39	2,13
10	0,16	1,54	0,11
15	0,03	0,13	0,01
20	0,01	0,10	–

 

Значения внутренней энергии DW термообработанной при 20 и 60 °С нефти близки между собой, а после 40 °С – выше на 14 и 37 % при 5 °С, в 10 и 14 раз при 10 °С соответственно.

 

Таблица 3. Количество и состав АСПО после термообработки при различных температурах Т_т

Table 3. Amount and composition of asphalt-resin-paraffin deposits (ARPD) after heat treatment at different temperatures Т_t

Тт/Тt, °С	Количество АСПО, мас. % Amount of ARPD, wt %	Состав АСПО, мас. % ARPD composition, wt %
		масла oils	смолы resins	асфальтены asphaltenes
10	19,5	86,4	12,7	0,9
20	18,3	86,7	11,6	1,7
40	30,3	86,3	11,5	2,2
60	2,6	83,9	11,2	4,9

 

Известно, что градиент температур нефтяного потока и окружающей среды, наличие в НДС парафиновых углеводородов приводит к образованию нефтяных отложений на стенках оборудования [25]. Состав и интенсивность образования асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) определяется множеством различных факторов: компонентным составом нефти, снижением температуры нефтяного потока, разгазированием и обводненностью нефти и др. В табл. 3 показано влияние условий термообработки Т_т на количество и состав АСПО, выделенных из исследуемой нефти при градиенте температур нефть/стенка – 20 °С / 10 °С. С увеличением температуры Т_т от 10 до 20 °С количество осадка снижается, однако максимальное количество осадка формируется в нефти, обработанной при Т_т=40 °С (30,3 мас. %). При дальнейшем росте Т_т до 60 °С отмечено резкое снижение до 2,6 мас. % количества АСПО. При термостатировании изменяется также состав АСПО: повышение температуры Т_т с 10 до 60 °С приводит к увеличению в составе осадка доли асфальтеновых и снижению доли смолистых компонентов в 5,4 раза и на 11,8 мас. % соответственно.

Таким образом, в отличие от термообработки исследуемой нефти при 20 и 60 °С, после термостатирования при 40 °С наблюдается аномальный рост не только вязкостно-температурных параметров и количества АСПО, но и характеристик, описывающих энергетическое состояние нефтяной дисперсной системы, энергии активации вязкого течения и внутренней энергии разрушения дисперсной структуры. Для объяснения данного явления были привлечены спектральные методы исследования н-алканов нефтяных осадков. Физико-химические свойства нефтяного осадка главным образом определяются количеством и составом парафиновых углеводородов (ПУ), кристаллизация которых является основной причиной образования нефтяных отложений. Методом хромато-масс-спектрометрии исследован состав н-алканов нефтяных осадков, выделенных из нефти после термообработки. Для всех образцов характерно мономодальное молекулярно-массовое распределение (ММР) н-алканов с максимумом, приходящимся на С₁₅–С₁₈ (рис. 3).

Содержание н-алканов в АСПО термообработанной при Т_т 10, 20, 40 и 60 °С нефти приведено в табл. 4.

 

Таблица 4. Содержание н-алканов в АСПО нефтей, обработанных при разных температурах

Table 4. Content of n-alkanes in ARPD oils treated at different temperatures

Тт/Tt, °С	Содержание н-алканов, мас. % Content of n-alkanes, wt %	Содержание, % отн. Content, % rel.		∑C11–C16/ ∑C17–C34
		∑C11–C16	∑C17–C34
10	14,7	33,6	66,4	0,51
20	14,7	28,9	71,1	0,41
40	15,5	32,6	67,4	0,48
60	13,7	20,0	80,0	0,25

 

В нефтяном осадке нефти после термообработки при 20 °С возрастает содержание н-алканов с числом атомов углерода С₁₆ и выше в сравнении с осадком из нефти, обработанной при 10 °С. Более существенные различия наблюдаются в ММР н-алканов из осадков нефти, обработанной при Т_т 60 и 40 °С. Так, н-алканы осадка, полученного из нефти после Т_т 40 °С, обогащены углеводородами состава С₁₁–С₁₆.

 

Рис. 3. Молекулярно-массовое распределение н-алканов в осадках нефти при температуре термообработки Тт (°С): (а) 10 (1), 20 (2), (б) 40 (3), 60 (4)

Fig. 3. Molecular mass distribution of n-alkanes in oil sediments at heat treatment temperature Т_t (°С): (а) 10 (1), 20 (2), (b) 40 (3), 60 (4)

 

С ростом Т_т нефти от 10 до 20 °С общее содержание н-алканов в осадке изменяется незначительно, а доля в нем высокомолекулярных н-алканов возрастает. Из термообработанной при 60 °С нефти на «холодном стержне» формируется осадок с минимальным количеством н-алканов, в составе которых превалируют высокоплавкие углеводороды (80 отн. %), на которые в дальнейшем кристаллизуются н-алканы с более низкой температурой плавления. Это подтверждается минимальным соотношением суммы н-алканов ∑C₁₁–С₁₆ к ∑C₁₇–C₃₄. При Т_т 40 °С в осадке содержится максимальное количество н-алканов (15,5 мас. %), количество легких н-алканов C₁₁–C₁₆ возрастает, а твердых C₁₇–C₃₄, напротив, снижается.

По данным реологических исследований (высокие значения Т_фп и E_a(вт), табл. 1) можно предположить, что исследуемая нефть содержит повышенное количество высокомолекулярных твердых парафинов, которые с понижением температуры нефти до температуры начала кристаллизации (50–40 °С) образуют пространственную кристаллическую решетку, в которой иммобилизуются жидкие углеводородные компоненты, обогащенные н-алканами С₁₁–С₁₆. В такой форме адгезионные свойства парафина усиливаются во много раз и его способность «прилипать» к твердым поверхностям значительно интенсифицируется, что приводит к резкому возрастанию количества осадка. Асфальтены и смолы в этом температурном диапазоне находятся в моно- или биагрегатном состоянии. При дальнейшем снижении температуры возможно формирование в дисперсионной среде новых, более крупных, смолисто-асфальтеновых агрегатов, препятствующих структурообразованию парафинов на металлической стенке.

Так, авторы статьи [26], обсуждая «аномальный» рост реологических параметров трех казахских высокопарафинистых высокосмолистых нефтей после термостатирования при 55–70 °С, указывают на особую роль соотношения смол и асфальтенов.

Наряду с традиционными методами исследований нефтей особое значение в настоящее время приобретают спектральные методы, позволяющие связать физико-химическую природу процессов структурообразования НДС со структурно-реологическими свойствами. Однако все известные спектральные методы определения размеров прозрачных частиц дисперсной системы в светлых нефтепродуктах по рассеиванию света различной длины не применимы к темным нефтепродуктам, каковыми являются большинство нефтей, так как в таких системах преобладает поглощение, а не рассеивание фотонов частицами [22]. Динамическое рассеяния света (ДРС) – это метод, использующий явление рассеяния света и предназначенный для измерения размеров нано- и субмикронных дисперсных частиц. В работе с помощью метода ДРС были получены данные по средним размерам радиусов нефтяных агрегатов, формирующихся в НДС при охлаждении от 55 °С до температуры, близкой к Т_з (рис. 4). Скорость охлаждения нефти составила 0,04 °/мин. С понижением температуры образца от 55 до 35 °С существенных изменений значений средних радиусов нефтяных агрегатов не наблюдается (R_ср=29,5–17,8 нм), после чего при дальнейшем охлаждении до 28 °С их размеры резко возрастают до 100 нм. Последующее понижение температуры нефти приводит к снижению R_ср до минимальных размеров. И только при температуре, близкой к Т_з, размеры агрегатов вновь растут в 3–8 раз.

Известно, что термообработка нефтесодержащих систем приводит к формированию в молекулярной подсистеме асфальтены/смолы термодинамически устойчивых структур.

 

Рис. 4. Зависимость изменения среднего радиуса нефтяных агрегатов Rср от температуры

Fig. 4. Dependence of changes in the average radius of oil aggregates R_av on temperature

 

В работе [20] И.Н. Евдокимов утверждает, что при понижении температуры для термообработанных нефтей наблюдаются эффекты «переохлаждения», связанные с существенными структурными преобразованиями в асфальтеновых коллоидах. Причиной этих явлений могут стать долгоживущие метастабильные состояния при более низких температурах. При этом общие для различных нефтесодержащих систем значения характерных температур термообработки (ниже 38 °С) определяются особенностями энергий взаимодействия смолистых и асфальтеновых компонентов, а не взаимодействиями с участием ПУ. Формирование коллоидных структур с участием парафинов также связано с характерными изменениями подсистемы асфальтены/смолы и происходит за счет образования при температурах ниже Т_фп прочной пространственной 3D-структуры коагуляционно-кристаллизационного типа, охватывающей весь объем жидкости в зависимости от концентрации и молекулярного состава парафинов, присутствующих в данной нефтесодержащей системе. Предварительная термообработка при температурах 30–45 °С приводит к трансформации существующей НДС, формируя при понижении температуры новое метастабильное (переходное) состояние коллоидов. Вероятным механизмом перехода в метастабильное состояние является образование более сложных асфальтеновых агрегатов в молекулярной подсистеме асфальтены/смолы, что подтверждается прямыми измерениями других авторов [20].

Таким образом, фазовые переходы в парафинистых смолистых нефтях определяются концентрацией н-алканов, природой среды, температурой и наличием природных ПАВ. Размер кристаллов парафинов также оказывает решающее влияние на образование осадков в таких высокопарафинистых смолистых нефтях, как нефть Западно-Майского месторождения. Агрегация и рост размеров нефтяных частиц при охлаждении нефти после различных режимов термообработки представляет собой кинетический неравновесный процесс с возможным периодом спонтанного роста в интервале температур 35–25 °С.

Заключение

Проблемы, связанные с образованием нефтяного осадка на месторождении, могут вызвать серьезные трудности для обеспечения безопасности добычи нефти и ее транспорта до пунктов сбора. Для решения этих проблем необходимы лабораторные исследования, позволяющие получить представление о характеристиках добываемых нефтей при различных температурных режимах. Анализ результатов и научная интерпретация полученных данных дают возможность сформулировать более точные модели для создания программ очистки трубопровода или предложить эффективные методы предотвращения выпадения осадка из нефти на его поверхности. Все это позволяет сформулировать практические рекомендации по выбору оптимальных температурно-временных режимов работы технологического оборудования.

В работе экспериментально обнаружен эффект термически индуцированной аномалии вязкости высокопарафинистой смолистой нефти Южно-Майского месторождения после 60 минут термостатирования при температуре 40 °С. В отличие от термообработки при 10, 20 и 60 °С, после термостатирования при 40 °С наблюдается аномальный рост не только вязкостно-температурных параметров и количества сформировавшегося нефтяного осадка, но и характеристик, описывающих энергетическое состояние нефтяной дисперсной системы, таких как энергии активации вязкого течения и внутренней энергия разрушения дисперсной структуры.

После термообработке при 40 °С в образце нефти образуется максимальное количество осадка, н-алканы которого обогащены легкими углеводородами состава С₁₁–С₁₆.

Методом фотонной корреляционной спектроскопии показано, при охлаждении от 55 °С с фиксированной скоростью нефти, термообработанной при 40 °С, в интервале температур 35–25 °С происходит спонтанный рост размеров нефтяных агрегатов в 3–5 раз. Это может быть связано со структурными фазовыми переходами в подсистеме асфальтены/смолы, приводящими к образованию долгоживущих метастабильных состояний молекулярных асфальтеновых коллоидов при температурах, ниже температуры начала кристаллизации парафиновых углеводородов в термообработанной нефти. Формирующиеся при данных условиях смолисто-асфальтеновые агрегаты могут выступать как цементирующие частицы в протяженных 3D-сетках кристаллов парафинов. Для уточнения механизма формирования смолисто-асфальтеновых агрегатов в данных температурных условиях необходимо проведение дальнейших исследований c привлечением нефтей другого состава.

 

***

Благодарности: Работа выполнена в рамках государственного задания Института химии нефти СО РАН, финансируемого Министерством науки и высшего образования Российской Федерации (НИОКТР 121031500049-8).

Acknowledgements: The research was supported by the Ministry of Science and Higher Education of the Russian Federation (Registration Number 121031500049-8).

Авторлар туралы

Natalia Yudina

Institute of Petroleum Chemistry of the SB RAS

Email: natal@ipc.tsc.ru
ORCID iD: 0000-0002-7380-6668

Cand. Sc., Leading Researcher, Head of the Laboratory of Petroleum Rheology, Institute of Petroleum Chemistry of the SB RAS

Ресей, 4, Akademicheskiy avenue, Tomsk, 634055

Yulia Loskutova

Institute of Petroleum Chemistry of the SB RAS

Email: reoloil@ipc.tsc.ru
ORCID iD: 0000-0001-7853-3024

Cand. Sc., Senior Research Fellow

Ресей, 4, Akademicheskiy avenue, Tomsk, 634055

Lilia Chekantseva

National Research Tomsk Polytechnic University

Хат алмасуға жауапты Автор.
Email: chlb@tpu.ru
ORCID iD: 0009-0005-9438-1311

Senior Lecturer

Ресей, 30, Lenin avenue, Tomsk, 634050

Әдебиет тізімі

Қосымша файлдар