DSC06890.ВОРД.. T Fx л

• Название: T Fx л
• Дата: 30.03.2022
• Размер: 7.55 Mb.
• Имя файла: DSC06890.ВОРД..doc
• Тип: Курс лекций; #428334
• страница: 5 из 16

и значи­тельная часть этой энергии накапливается на межфазной границе в виде из­быточной поверхностной энергии. Поэтому молекулы, находящиеся на по­верхности раздела фаз являются «особенными» по своему энергическому состоянию.

4. 
   ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ
   

Главнейшей характеристикой эмульсии является дисперсность - это степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсионной среде. От дис­персности зависят многие другие свойства эмульсий. Мерой дисперсности является удельная межфазная поверхность:

s- = -

у .

отношение суммарной поверхности капелек к общему их объему (при диспергировании -- поверхность .S’ увеличивается, а объем системы К не из­меняется).

_ -V _ лг/² _ 6

^{2 7} " К xd\/ d

/б

Таким образом дисперсность - это величина, обратная диаметру капли: D-l/o'

где d - диаметр капли.

Промысловые эмульсии никогда не бывают монодисперсны. Они все­гда полидисперсны, т. е. содержат капли дисперсной фазы разных диаметров.
• » •«

40

Размер капель пропорционален количеству затраченной энергии: чем больше затрачено энергии, тем меньше диаметр капель и больше их суммар­ная поверхность.

По дисперсности нефтяные эмульсии подразделяются на:

• 
  Мелкодисперсные - d_K < 20 мкм;
  
• 
  Срсднедисперсные - d_K = 20 - 50 мкм;
  
• 
  Грубодисперсные - d_K = 50 - 300 мкм.
  

Знание вязкости необходимо при проектировании промысловых трубо­проводов, по которым нефть со скважин перекачивается на установку ее под­готовки, а также при выборе отстойной аппаратуры и режима ее работы. Вяз­кость нефтяной эмульсии не является аддитивным свойством, т. е. не равна сумме вязкости нефти и воды. Вязкость сырой нефти (т. е. нефти, содержа­щей капельки воды) зависит от многих факторов: количества воды, содер­жащейся в нефти; температуры, при которой получена эмульсия; присутст­вия механических примесей (особенно сульфида железа FeS) и pH воды. Причем, дисперсность и содержание воды в эмульсии в процессе сбора про­дукции непрерывно изменяются. Кроме того, нефтяные эмульсии, как и па­рафинистые нефти, является неньютоновской жидкостью, поэтому их вяз­кость при движении по трубопроводам будет зависеть от градиента скорости.

Содержание воды как дисперсной фазы в водонефтяной эмульсии мо­жет колебаться от следов до 80 - 85%.


Из анализа кривых (рисунок 5.1) следует, что увеличение содержания воДы в нефтяной эмульсии до определенного предела увеличивает кажущую­ся вязкость д_э эмульсии, а, следовательно, и увеличивает энергетические за­траты на перекачку такой эмульсий.чем

<мар-


рубо- -■ пол-

I. Вяз- раяна

(ержа-

»дер-

сутст-

яолы.

я про

: и па-


150


41


Рисунок 5.1 - Зависимость кажущейся вязкости эмульсии от содержа­ния воды в нефти и температуры смешения


Критическая концентрация воды называется точкой инверсии. В точке инверсии происходит обращение фаз и дисперсная фаза (иода) стано­вится дисперсионной средой, а дисперсионная среда (нефть) - дисперсной фазой, т.е. эмульсия меняет свой тип с В/Н на тип Н/В.

Для оценки вязкости используются эмпирические уравнения. А.Эйнштейн предложил следующую формулу:

Дэ = Д//(^{1 +} 2,5Д),

где В - объемная доля воды в эмульсии.

Эта формула справедлива при низких концентрациях диспергированно­го вещества (воды). Формула Тейлора:-

Если известна плотность пластовой воды, плотность добываемой нефти и плотность образованной эмульсии, то обводненность можно определить:

Рн(Рэ Рн)

РАРн 'Рн_}


, % масс.


1.S-











42

Физико-химические свойства природных эмульгаторов. Вещества, ста­билизирующие эмульсии, называются эмульгаторами.

Они содержатся в нефти, это:

1. 
   Асфальтены;
   
2. 
   Смолы;
   
3. 
   Кристаллы парафина;
   
4. 
   Нафтеновые кислоты;
   
5. 
   Порфирины;
   
6. 
   Твердые минеральные частицы: глина, сульфид железа.
   

Эмульгаторы присутствуют и в пластовой воде: эго кислоты и соли.

Все нефти образуют эмульсии, но способность их к эмульгированию

далеко не одинакова, поэтому:

1. 
   чем больше в нефти содержится полярных компонентов, тем выше стойкость образующейся эмульсии: известно, что нефти парафинового осно­вания образуют менее стойкие эмульсии, чем нефти нафтенового основания;
   
2. 
   чем больше минерализация воды, гем выше стойкость эмульсии.
   

Так как неустойчивость эмульсий связана, прежде всего, с избытком

межфазной свободной энергии, то эмульгаторами должны быть вещества, /•'

снижающие о на границе раздела фаз (о - — ). Такие вещества называются

поверхностноактивными (ПАВ).

В процессе перемешивания нефти с пластовой водой и образования мелких капелек воды, частицы -эмульгатора адсорбируются на поверхности этих капелек (на поверхности раздела фаз) и образуют пленку, препятствую­щую слиянию капелек при столкновении. Таким образом, Г1АВ создают структурно-механический барьер.

Изучение свойств этих пленок показало, что асфальтены и порфирины образуют наиболее прочные твердообразные пленки, а смолы - весьма сла­бые пленки. Поэтому в композиции со смолами асфальтены дают жидкооб­разные пленки.
43

Температура. При новь имении гемисрг, туры вязкость системы снижает­ся. Объяснить это можно тем, что при повышении температуры в менее вят­кой среде возрастает подвижность частиц дисперсной фазы (броуновское движение), это приводит к увеличению частоты столкновений. Одновремен­но при повышении температуры уменьшается механическая прочность ад­сорбционных (защитных, бронирующих) оболочек.

Минерализация и pH эмульгированной воды. Минерализация и солевой состав водной фазы, несомненно, влияют на устойчивость и тип нефтяных эмульсий.

Характер влияние зависит от углеводородного состава нефтей и со­стояния асфальтенов в объеме нефти.

Для многих нефтей повышение минерализации ведет к увеличению ус­тойчивости эмульсии.

Влияние pH. Обобщение данных показывает, что при кислой и ней­тральной реакциях воды (pH < 7) устойчивость эмульсии снижается.

При дальнейшем увеличении pH (до сильнощелочной среды) наблюда­ется резкое снижение межфазного натяжения ст и образование эмутьсии пря­мого типа (Н/В).

При изменении pH водной фазы возможно выпадение солей, в частно­сти СаСЬ и MgCl, которые сами могут являться стабилизаторами Эмульгато­рами) эмульсий прямого или обратного типа.

Таким образом, pH эмульгированной воды влияет на рсоло,ические свойства бронирующих оболочек: чем выше р1Д тем ниже устойчивость.




При одинаковом pH наблюдаем различную степень дисперсности час­тиц (глобул) воды, а, следовательно, и различную устойчивость эмульсии, как функцию химического состава нефти и химического состава воды.

Другие факторы.

Наиболее стойкие эмульсии образуют высоковязкие нефт и (табл. 5.1): повышенная вязкость дисперсионной среды препятствует столкновению гло­бул воды и их укрупнению.

44

Таблица 5.1 - Классификация нефтей но эмульсионности

Группа	Эмульсионность	Физико-? плот­ ность, кг/м3	<имическая х вязкость 10 6, м2/с	арактеристт Содеря смол	1ка нефтей <ание, % асфальте­ нов
I	Выеокоэмульсион- н ыс	860 - 890	> 15	8-20	2-4
11	Среднеэмульсион­ ные	840 - 860	7-12	5-8	0,6- 1,5
Ill	Низкоэмульсиои- ные	700 - 840	4-8	до 5	0,7- 1,0

Абсолютная величина обводненности. Нефть с относительно неболь­шим содержанием воды образует более стойкие эмульсии. С увеличением содержания воды стойкость эмульсий снижается.

Присутствие газовой фазы: с ростом объемной доли газовой фазы эмульгирование увеличивается лишь до определенных ее значений (газ спо­собствует дроблению капель воды, перемешиванию). Дальнейшее возраста­ние доли газа в потоке уменьшает эмульгирование. Вероятно, существует связь со структурным режимом потока.

Маловязкие, малосмолистые, низкокислотные, легкие нефти при дви­жении с нейтральными пластовыми водами образуют нестойкую эмульсию, время существования которой равно времени движения эмульсии в трубо- проводе-

Турбулентноеть потока - важнейший фактор, влияющий на образова­ние и разрушение эмульсий.

Лекция 6. СТАРЕНИЕ ЭМУЛЬСИЙ



А дсорбция эмульгаторов на поверхности раздела фаз, формирование защитного слоя, всегда протекает во времени, (т. е. требуется определенное время). Поэтому эмульсия В/И со временем становится более устойчивой,

5 1с

.»«•. - ♦ X • Д»


SL '■ ■’ 14

1,5


1,0


юль-


нием


фазы : спо-


>аста-

твует


I дви-

.ьсию,

грубо-


»азова-


ование

ленное

зчивой,


45

т. е. происходит ее «старение» (заканчивается примерно за сутки). Из-за это­го свежие эмульсии разрушаются легче и быстрее. Важный практический вывод: чем раньше начать разрушать эмульсию, тем будет лепе ее разру­шить.


6.1. МЕТОДЫ РАЗРУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

К УПН эмульсия должна подойти подготовленной к расслоению, т. е. быть агрегативно неустойчивой. Условно можно выделить 4 группы методов разрушения нефтяных эмульсий:

• 
  механические;
  
• 
  химические;
  
• 
  электрические;
  
• 
  термические.
  

Каждый из методов приводит к слиянию и укрупнению капель воды, что способствует более интенсивной потере агрегативной устойчивости и расслоению эмульсии.

Выбор метода определяется типом нефтяной эмульсии и ее стойкостью.


6.2. ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ

Применение реагентов-деэмульгаторов является самым эффективным методом разрушения нефтяных эмульсий (НЭ).

Для разрушения нефтяных эмульсий необходимо разрушить структур- но=механический барьер на поверхности капель.

Разрушить такой барьер можно введением в систему более поверхно­стно-активных веществ, чем природные эмульгаторы. Такие вещества назы­ваются реагентами-деэмульгаторами.

Итак, деэмульгатор - это также ПАВ. ПАВ концентрируются на по­верхности раздела фаз, вызывая снижение поверхностного (межфазного) на­тяжения. Поверхностная активность реагента-деэмульгатора должна быть много выше поверхностной активности природных эмульгаторов.


V *


Ж. - ;


.Я 7 ХйЛ

••---■ 4w<* /•


1


•.,вУ


S»


лч

В



По типу гидрофильных групп различают ионогенные и неионогенные деэмульгаторы (ДЭ).

Ионогенные - диссоциируют в растворе на ионы, один из которых по­верхностно-активен, а другой - нет. В зависимости от знака заряда иона ПАВ делят на анионные, катионные и амфотерные.

Первыми деэмульгаторами были соли карбоновых кислот, позднее - сульфопроизволные: НЧК - нейтрализованный черный контакт. Это соли во­дорастворимых сульфокислот; НКГ — нейтрализованный кислый гудрон. Расход таких деэмульгаторов составляет 3-7 кг/т (нефти).

Неионогенные - молекулы ПАВ не диссоциируют в растворе и сохра­няют электрическую нейтральность. Их получают присоединением окиси этилена СН2ОСН2 к органическим веществам с подвижным атомом водорода: кислоты, спирты, фенолы и др.

Расход неионогенных деэмульгаторов составляет 40 - 50 г/т.

Отечественные деэмульгаторы: проксанолы, проксамины, дипрокса- мин 157.

Проксанолы - это продукты последовательного присоединения окиси пропилена, а затем окиси этилена к гидроксильным группам пропиленглико-

Проксанолы 146 и 186 при обычной температуре — мазеобразные свет­ло-желтые пасты, при легком нагреве переходят в вязкие жидкости, раство­римы в воде. Применяю! в виде 2-3 %-х водных растворов.

Нроксанол 305 — маслянистая жидкость, слаборастворимая в воде, ке­росине; хорошо растворим в спирте, толуоле и др. органических растворите­лях.

Наиболее эффективен динроксамин 157.

Плохо растворим в воде, хорошо растворим в ароматических углеводо­родах и нефти, имеез низкую температуру застывания (- 38 °C), поэтому его можно транспортировать в чистом виде в цистернах, в то время как засты-


47

вающие при обычных температурах, проксапол 305 и проксамин 185 транс­портируют в виде раствора в смеси метанола с водой.

Задача деэмульгатора - разрушить бронирующие оболочки на глобулах

воды.

Адсорбируясь на коллоидных или грубодисперсных частицах природ­ных эмульгаторов, молекулы деэмулыагоров изменяют их смачиваемость, что переводит эти частицы с границы раздела в объем водной или нефтяной фазы, занимают их место на границе раздела фаз. Поверхностное натяжение при этом понижается. Образующиеся адсорбционные слои из молекул де­эмульгатора практически не обладают заметными структурно­механическими свойствами, что способствует быстрой коалесценции капель воды с такими оболочками при их столкновениях друг с другом.

Т аким образом, процесс разрушения нефтяной эмульсии деэмульгато­ром зависит от:

• 
  компонентного состава и свойств защитных оболочек природных эмульгаторов нефтяных эмульсий;
  
• 
  типа, коллоидно-химических свойств и удельного расхода применяе­мого деэмульгатора;
  
• 
  температуры, интенсивности и времени перемешивания нефтяных эмульсий с реагентом и т. д.
  

При подготовке нефтей важно найти для деэмульгатора опт имальный режим применения.


к*

V

V

^ММс.

*

.-/-■г¹-

-






•А -