О распределении ПАВ между нефтью и водой

В результате проведенных экспериментов по диффузии ПАВ из воды в нефть были подсчитаны ко ффициенты распределения реагента между нефтью и водой [c.14]

Опыты показали, что коэффициент вытеснения нефти водой из сцементированного песчаника с проницаемостью 0,330 мкм составил всего 0,41. Вытеснение из того же песчаника нефти, содержащей около 0,04 мас.% ОП-10, привело к увеличению коэффициента вытеснения до 0,54. А когда нефть содержала около 0,06 мас.% неонола, то коэффициент вытеснения достиг 0,59. ПАВ переходили в нефть путем диффузии из контактировавшего с ней водного раствора ПАВ. Обогащение нефти ПАВ производилось при подготовке опыта — до насыщения нефтью образца песчаника. Использованная для вытеснения вода не содержала ПАВ. Бьши определены коэффициенты диффузии ПАВ в нефти. Они составили около 1.5 10 м /сут. Коэффициенты распределения ПАВ между нефтью и водой достигали 1,4. [c.96]

Имеется ряд других экспериментальных данных, позволяющих предположить, что распределение НПАВ между нефтью и водой является обратимым. Кроме того, приведенные данные (см. табл. 3.4) следует считать приближенными. Они получены в статических условиях и требуют более глубокого и всестороннего изучения. [c.90]

На развитие подхода к выбору состава композиций ПАВ большое влияние оказали также работы Хила и Рида, показавшие взаимосвязь фазового поведения системы ПАВ — нефть — вода и эффективности вытеснения нефти [38]. Исследования были направлены на получение корреляционных зависимостей, связывающих условия получения систем с оптимальным фазовым поведением, с природой ПАВ, спиртов, солей и углеводородов. В работе [96] рассматриваются корреляционные зависимости для ряда очищенных ПАВ, относящихся к нефтяным и синтетическим сульфонатам и окси-этилированным ал кил фенолам. Рассматривая смеси АПАВ и НПАВ, авторы отмечают, что такие смеси не подчиняются правилам линейной корреляции параметров и мольных полей каждого ПАВ и смеси. Отмечено, что смеси АПАВ и НПАВ проявляют сложное фазовое поведение, так как эти ПАВ в смесях ведут себя не как единое целое, а как самостоятельные компоненты. Несмотря на трудности в описании фазового поведения смесей АПАВ и НПАВ, авторы отмечают, что такие смеси должны иметь преимущества перед АПАВ, проявляющиеся в большей устойчивости при повышенной минерализации и меньшем влиянии температуры на фазовое поведение таких смесей, так как с повышением температуры растворимость АПАВ повышается, а НПАВ понижается. В работе [95] с помощью метода жидкостной хроматографии высокого давления было изучено распределение между фазами (водной, углеводородной и мицеллярной) ПАВ разных классов. Авторы пришли к следующим выводам [c.105]

Для участка пласта, заключенного между начальным положением границы раздела нефть — вода и сечением первого ряда, характер распределения водонасыщенности вдоль линии вытеснения будет определяться следующей зависимостью [c.131]

Количество ПАВ, диффундирующих из водных растворов в нефть, определялось путем анализа их остаточной концентрации в воде на спектрофотометре СФ-4. Эксперименты проводились при температуре 297 К и давлении 10 МПа, соответствующих пластовым термобарическим условиям нефтяных месторождений Башкортостана. По результатам измерений рассчитывали текущую концентрацию ПАВ в нефти и строили графики изменения концентрации реагента в нефти в процессе диффузии (рис.2) и рассчитывались значения коэффициента распределения реагента между нефтью и водой. Кроме того, полученные экспериментальные данные использовались для оценки коэффициентов диффузии ПАВ. [c.21]

Нефтеловушки. Основным условием нормальной работы нефтеловушек является равномерное распределение между секциями нефтеловушки сточных вод в количестве, не превышающем расчетный расход. Прп этом необходимо следить за тем, чтобы вынос нефти или нефтепродуктов не превосходил норму, установленную для нефтеловушки данного типа, исходя из необходимой степени очистки сточных вод. [c.272]

При наличии нескольких одновременно работающих секций нефте ловушек основным условием нормальной их работы является равномер-4юе распределение между ними сточных вод. [c.201]

По современным представлениям неравновесность фазовых проницаемостей связана с процессами переноса между порами. В связи с этим особый интерес представляют эксперименты, устанавливающие характер распределения остаточной нефти после вытеснения ее водой. Показано, что глобулы остаточной нефти имеют размеры 1-10 диаметров пор [141, 142]. Очень важную информацию о взаимодействии фаз в отдельных порах дают эксперименты, визуализирующие процессы вытеснения на микроуровне с выделением отдельных актов вытеснения в масштабе отдельной поры [141, 142]. [c.49]

Результаты теоретических и экспериментальных исследований подобного рода течений воды (плотины и дамбы) и нефти (пласты) в грунтах обобщены в монографиях [22]. Успешно проанализированы многие практически важные задачи о распределении давления и потоков, когда масштабы течения столь велики по сравнению с размерами зерен, что весь зернистый слой можно считать квазиоднородной средой с одной обобщен- ной характеристикой — проницаемостью. Структура же потока и поле скоростей в промежутках между зернами изучены слабо. Поэтому приходится в основном базироваться на различных, весьма идеализированных моделях этой структуры, рассчитывать на основании введенной модели. проницаемость слоя и. сопоставляя с экспериментом, вводить определенные поправки и [c.33]

По данным [68, 69], распределение деэмульгатора между нефтяной и водной фазами зависит от следующих факторов природы деэмульгатора, состава нефти, минерализации и количества воды, температуры обессоливания. Расход деэмульгатора мало влияет на степень его вымывания. [c.134]

На основе экспериментальных и промысловых исследований выше было показано, что капиллярные процессы при заводнении нефтеносных пластов сопровождаются встречными движениями, противотоками нефти и воды. Получены экспериментальные зависимости для расхода, скорости и глубины капиллярной пропитки. Аналогичные зависимости можно получить и аналитическим путем. Как уже отмечалось, исследованиями установлено, что микронеоднородность пористой среды может выражаться некоторой функцией распределения пор по размеру Р (б). Для песчаника, например, распределение пор по размеру подчиняется нормальному или логарифмически нормальному закону с диапазоном изменения размеров пор от О до 500 мкм и более. В этих условиях из классической зависимости между капиллярным давлением и размером поровых каналов очевидно, что при капиллярном межслойном противотоке внедрение воды в нефтенасыщенные слои происходит по наиболее мелким, а переток нефти по более крупным поровым каналам (рис. 8). Расход жидкости и скорость внедрения воды при капиллярной пропитке можно выразить через функцию распределения размеров пор. [c.60]

Необходимость в обессоливании вызывается наличием в обезвоженной обычным путем нефти мелких капель сильно минерализованной воды, осаждение которых практически невозможно. Лимитирующее влияние расстояния между солеными каплями можно устранить добавлением и диспергированием определенного количества пресной воды с достижением такого же распределения капель, что и в пластовой воде. При недостаточно тонком эмульгировании пресной воды она же и будет осаждаться в первую [c.32]

Межфазное поведений углеводородов, их смеси или нефти в многокомпонентных системах можно моделировать алканами. Для любого углеводорода существует свой алкановый эквивалент (а.э.), который показывает, что углеводород ведет себя в системе аналогично алкану с соответствующим числом углеводородных атомов. Число атомов углеводорода алкановой цепи, соответствующее а, принято называть алкановым углеводородным числом (а.ч.). Хотя алкановое число является характеристикой исследуемой системы в целом при определенных температурах, концентрации электролитов, структуре и концентрации сопутствующих ПАВ, оно может быть характеристикой самого ПАВ. Влияние различных параметров на а.ч. описывается эмпирическими корреляциями, основанными на исследованиях как индивидуальных, так и сложной смеси технических ПАВ. Введение электролитов в водный раствор суль-фанатов приводит к обогащению межфазного слоя ПАВ. Однако не всегда обеспечиваются условия для оптимального распределения их между водной и углеводородными фазами. Высокое сродство поверхностно-активных веществ к обеим граничащим фазам достигается добавлением в систему сопутствующих ПАВ, в качестве которых наиболее часто используют спирты [19, 20]. Наличие спиртов ведет к образованию более разрыхленной структуры межфазного слоя. Увеличение длины радикала спирта способствует повышению сродства системы к углеводородной фазе, что снижает оптимальную концентрацию электролита и увеличивает глубину минимума межфазного натяжения [19, 20]. Низшие спирты вызывают обратный эффект. Увеличение количества атомов углерода в боковой цепи сопутствующих ПАВ мало сказывается на изменении а. Например, трет-бутиловый и изопропиловый спирты оказывают такое же действие на систему вода-ПАВ-углеводород, как и этанол. [c.10]

Для определения размеров и места расположения застойных зон н зон проявления аномальных свойств нефти при разработке залежей необходимо знать характер распределения фактических значений градиента пластового давления [2]. В настоящее время определение фактических градиентов давления в нефтяной залежи представляется возможным лишь по картам изобар. В связи с этим следует подчеркнуть, что для решения многих практических задач разработки залежей очень важно знать распределение давления. в пласте в любой момент времени, для чего и принято строить карту изобар. Однако до сих пор карты изобар не только не нашли широкого применения при решении различных задач по контролю за разработкой нефтяных залежей, но и мало обращается внимания на улучшение точности и совершенствование методов ее построения. Как правило, карты изобар строятся по малочисленным замерам пластового давления. Между тем эти карты должны являться одним из основных документов, позволяющих уточнить физические характеристики коллектора, направление и скорости движения водо-нефтяных потоков, определить режим работы нефтяной залежи, особенности взаимодействия эксплуатационных и нагнетательных скважин и т. п. [c.84]

Отметим, что при высокой температуре и низком давлении растворимость углеводородов в воде невелика - оо), и поэтому распределение компонентов между паровой и жидкой фазами в этом случае будет определяться более простыми уравнениями (11.49), (11.56) с учетом влияния водяного пара как инертного компонента. Такие условия конденсации, например, имеют место в атмосферных колоннах для перегонки нефти. [c.79]

Изучение органического материала, полученного из попутно добываемых вод Самотлорского месторождения, показало, что 13—25% этого материала составляют нефтяные кислоты [31], в то время как концентрация кислот в добываемой нефти значительно ниже и не превышает 0,03 мас.%. Это свидетельствует о перераспределении нефтяных кислот между нефтяной и водной фазами и об обогаш,ении ими пластовых вод. В табл. 4.9 приведены групповой состав и распределение по молекулярным массам основных типов кислот, выделенных из попутно добываемых вод. Сравнение данных таблиц 4.9 и 4.7 показывает совпадение характера алифатических кислот в воде и нефти. [c.110]

В книге приводятся новые данные о содержании, качественном составе и закономерностях распределения органических веществ в подземных водах. Показана взаимозависимость между органическими веществами подземных вод и других природных объектов — почв, горных пород, нефтей и др. Большое внимание уделено органическим веществам подземных вод нефтегазовых месторождений-. Рассмотрены основные факторы и условия, определяющие формирование органических веществ подземных вод. [c.2]

Таким образом, бензол и его гомологи являются надежным гидрохимическим критерием нефтегазоносности. Соответствие между средним относительным распределением ароматических углеводородов Сб—Се и их относительной растворимостью в воде позволяет предполагать, что основными факторами перехода углеводородов в воду являются температурные условия, минерализация вод и состав нефтей. Эти данные свидетельствуют также о несущественной роли мицеллярной растворимости при процессах миграции углеводородов в изученных водах. [c.129]

Персонал, обслуживающий нефтеловушку, должен следить за равномерностью распределения воды не только между отдельными секциями нефтеловушки, но и в самой нефтеловушке, за своевременным отбором накапливающихся в нефтеловушке нефти или нефтепродуктов, за выпуском осадка, а также за чистотой и исправностью распределительных и сборных лотков, нефтесборных труб, водосливов и пр. [c.272]

Для типовых товарных нефтей значение Сс.н дано в табл. 1.2. В результате расчета необходимо определить расход промывной воды, а для схемы 1 и ее распределение между ступеня ш. [c.16]

Так, например, для нефти скв.16 Исанбаевского месторождения коэффициент распределения ОП-10 между нефтью и водой оказался равным 0,2. [c.15]

В связи с этим представляет интерес изучение распределения НПАВ между нефтью и водой в процессе совместной фильтрации в пористой среде. Эти работы были выполнены исследователями из БашНИПИнефти под руководством А. Л. Штангеева. Исследования показали, что при достаточно продолжительном контакте водных растворов НПАВ с нефтью, в нее переходит из водной фазы значительная часть НПАВ. Это вызвано более высоким сродством полимергомо-логов с невысокой степенью оксиэтилирования к углеводоро- [c.89]

Распределение НПАВ между нефтью и водой по данным А. Л. Штангеева и др. [c.90]

Асанбаева Д. Н Конюхова Т. 3., Максимова Т. Н. и др. Изучение распределения неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ) между нефтью и водой//Тр. ин-та/БашНИПИнефть.—1980.— Вып. 59. [c.387]

Эффект капиллярх юго вытеснения нефти водой пли водными растворами ПАВ играет важную роль в ряде физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов. В связи с этим представляется интересным изучение закономерностей капиллярной пропитки с целью получения информации о факторах, влияющих на глубину проникновения ПАВ, а также о распределении ПАВ между твердой и жидкой фазами. [c.11]

Вначале предполагалось, что остаточная вода вследствие гидрофильных свойств нефтесодержащих пород покрывает всю поверхность каналов пористой среды. Исследования М.М. Кусакова и Л.И, Мекеницкой показали, что закономерности распределения связанной воды имеют более сложный характер. Состояние остаточной воды в нефтяном и газовом пластах определяется физико-химическими свойствами жидкостей. Чаще всего сплошная пленка воды между нефтью и твердой фазой отсутствует и большая часть остаточной воды находится в капиллярно удержанном состоянии. При этом от свойств воды в большой степени зависит состояние связанной воды. С увеличением концентрации солей в минерализованной остаточной воде, первоначально заполнявшей керн, увеличивается степень гидрофобизации твердой фазы нефтью вследствие десольватирующего (т.е, разрушающего сольватные слои) действия ионов солей. Устойчивые пленки на поверхности твердого тела возникают только при очень низком поверхностном натяжении между водой и нефтью, при слабой минерализации воды. На этом основании можно предполагать, что в пластах, содержащих высокополярные нефти и слабо минерализованные сильнощелочные остаточные воды, последние находятся в капиллярно удержанном и пленочном состоянии. [c.144]

Если не учитывать влияние третьей фазы (остаточной воды), то уравнения, аналогичные (У.8) и (У.9), можно использовать для приближенной оценки распределения нефти и газа в переходной зоне. Следует, однако, учитывать, что фактический характер распределения нефти и газа осложняется присутствием остаточной воды. Капиллярный подъем жидкости в условиях трехфазной системы недостаточно исследован. Из уравнения (У.9) все же следует, что высота переходной зоны нефть-газ должна быть меньше высоты водонефтяной переходной зоны, так как разница плотностей между нефтью и газом больше, чем между водой и нефтью, а поверхностные натяжения нефти на границе с водой и на границе с газом могут быть близкими по значению. [c.152]

В процессе вытеснения примесь, находяшаяся в данном элементе пористой среды, вообще говоря, может быть растворена в воде, в нефти и быть сорбирована пористым скелетом. Рассматривая медленные фильтрационные процессы, будем предполагать, что распределение примеси между фазами является термодинамически равновесным. [c.303]

Конечные результаты опыта показаны на фиг. 51. Нечто похожее на описанное распределение нефти в пористых песках наблюдается и в природе. По данным М. Манна, в одном из планшетов близ Питтсбурга в Пенсильвании разрабатывается так называемый 100-футовый пласт, залегающий в > кровле девонской системы. Он, представляет собою среднезернистый песок, содержащий линзы грубозернистого песка и конгломерата, имеющие до 1,5 км в длину и несколько метров мощности. Вся нефть сконцентрировалась в этих линзах (фиг. 51), именно в тех из них, которые расположены в наиболее приподнятых антиклинальных частях 100-футового пласта, весь же остальной пласт песка и линзы грубозернистого песка и конгломерата, расположенные или в синклинальных изги- бах или же вниз по падению, заполнены соленою водой. Очевидно, нефть в 100-футовый песок поцала из глинистых сланцев, между которыми он залегает, и сконцентрировалась в линзах, обладающих наибольшей величиной пор. [c.188]

Если исходить из того, что ступени независимо от их числа должны обеспечивать достаточно высокую степень обессоливания, например 90%-нук )и что после каждой ступени в нефти остается 0,1% воды, то и в этом случае необходимо подавать на каждую ступень всего по 0,9% воды. На практике, однако, как уже указывалось, воды требуется гораздо больше. Это объясняется необходимостью образования возможно большей межфазной поверхности и уменьшения расстояния между смежными капельками воды, поскольку при этом увеличивается вероятность столкновения и слияния капелек соленой и пресной воды. О количестве воды, необходимой для обеспечения требуемого контакта между отдельными капельками, можно судить, исходя из того, что среднее расстояние между смежными поверхностями капелек не должно превышать одного-двух их диаметров. При такой плотности распределения капелек каждой из них при перемешивании эмульсии довольно трудно. тротиснуться между двумя другими, не задевая их. Из формулы (31) следует, что для создания столь высокой плотности капелек требуется 3—9% воды. Обычно подают 4—6% воды на ступень, в среднем фактическая подача воды составляет около 5% на ступень. [c.63]

Табпща 36. Распределение деэмульгатора между водой и нефтью [c.135]

Распределительная головка предназначена для распределения эмульсии и выброса ее веером (с добавкой раствора щелочи) в пространство между электродами. Для подогрева продукта, остающегося в дегидраторе после остановки и в условиях эксплуатации, аппарат снабжен паровым змеевиком. Аппарат, кроме того, имеет смеситель для смещения эмульсии с горячей водой, предохрани-те.пьный клапан для сброса избыточного давления газов, регулятор уровней воды и нефти, сигнальные лампы и прочие контрольно-измерительные приборы. [c.204]

Принципиальная технологическая схема установки (секции) элек-трообессоливания нефти приведена на рис. 3.3. Смесь сырой нефти, деэмульгатора и содово-щелочного раствора (последний вводится для подавления сероводородной коррозии) нагревается в теплообменниках (в отдельно стоящем ЭЛОУ дополнительно в пароподогревателе) до оптимальной температуры, смешивается в инжекторном смесителе промывной водой из электродегидратора второй ступени и подается в два последовательно работающих электродегидратора ЭГ-1 и ЭГ-2. На входе в ЭГ-2 в поток частично обессоленной нефти подается свежая вода (речная, оборотная или паровой конденсат) в количестве 5... 10% мае. на нефть. Электродегидратор представляет собой горизонтальный цилиндрический аппарат, внутри которого посередине горизонтально параллельно друг другу на расстоянии 25...40см установлены 3 пары электродов, между которыми поддерживается напряжение 32...33кВ. Ввод сырья в ЭГ и вывод из него осуществляются через расположенные в нижней и верхней частях аппарата трубчатые перфорированные распределители (маточники), обеспечивающие равномерное распределение восходящего потока нефти. В нижней части ЭГ между распределителем и электродами поддерживается определенный уровень воды, [c.390]