Нефтяные эмульсии и условия их образования

ПАВ находят все большее распространение в нефтяной промышленности. В настояш,ее время научно-исследовательские институты, работающие в области нефтедобычи, проводят исследования с целью применения ПАВ для увеличения нефтеотдачи коллекторов, вскрытия пластов, предотвращения обвалов ири бурении скважин, улучшения условий освоения нефтяных и нагнетательных скважин, повышения их продуктивности и приемистости, предотвращения образования эмульсии в нефтяных скважинах, деэмульсации нефти, а также для совершенствования методов гидроразрыва нефтяных пластов, кислотной обработки призабойной зоны скважин, цементирования их, борьбы с отложением парафина, коррозией нефтепромыслового оборудования, геофизических измерений и т. д. [c.33]

В условиях образования нефтяных эмульсий при добыче и обес-соливании нефти на границе раздела нефть — вода могут существовать более продолжительное время капли воды (т т ), поэтому образуется эмульсия типа В/Н. [c.18]

Обезвоживание нефти. Свойства водонефтяных эмульсий Г46] в значительной степени зависят от физико-химических свойств составляющих их жидкостей, присутствия в них естественных эмульгаторов, интенсивности перемешивания, способа добычи нефти, условий эксплуатации нефтяного месторождения и т. д. Нефти различных месторождений способны к образованию стойких эмульсий, для разрушения которых требуется применение специальных методов, и нестойких, которые легко расслаиваются на составляющие нефть и воду. Для успешного инженерного решения по выбору технологии обезвоживания нефти важно знать механизм образования и разрушения эмульсий. [c.40]

НЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ И УСЛОВИЯ их ОБРАЗОВАНИЯ [c.52]

Нефть — диэлектрик, ее проводимость равна Ю —10 Ом- -см . Нефть с малым содержанием воды, находящейся в высокодисперсионном состоянии, имеет проводимость 10 —10- Ом -см-. При увеличении содержания воды проводимость нефтеводяной эмульсии возрастает. Нарушение устойчивости водонефтяной эмульсии приводит к разделению ее на две несмешивающиеся жидкости. Время, необходимое для разделения эмульсии на две несмешивающиеся жидкости, характеризует ее агрегативную устойчивость, которая достигается за счет эмульгаторов — веществ, способных стабилизировать капельки воды в нефти, с образованием на границе раздела фаз адсорбционно-сольватных пленок, улучшающих структурно-механические свойства системы. Стабилизаторами нефтяных эмульсий типа В/М являются вещества, находящиеся в нефти в коллоидно-дисперсном состоянии (асфальтены, нафтеновые, асфальтеновые и жирные кислоты, смолы, парафины, церезины). С повышением обводненности нефти увеличивается общая площадь границы раздела вода — нефть (при условии сохранения дисперсности частиц) и уменьшается относительное содержание стабилизатора в системе, что приводит к расслоению эмульсии с выделением воды из газожидкостной смеси. [c.122]

Доказано, что большое количество поверхностно-активных веществ (смол, асфальтенов, нафтеновых кислот) обусловливает образование стойкой водо-нефтяной эмульсии в природных условиях. В эмульсии с содержанием воды от 30.5% и выше дисперсность частиц (до 4,8 мкм) возрастала до 90%). Подобраны и рекомендованы два способа деэмульсации под действием электрического поля и механическим отстоем с предварительным разбавлением бензином [17]. [c.17]

Изучение условий, вызывающих или способствующих образованию нефтяных эмульсий, показывает, что применение известных профилактических мероприятий при добыче нефти на промыслах часто ведёт к ослаблению или предотвращению образования эмульсий. Рассматривая методы борьбы с эмульсией, автор указал на рял способов и мероприятий, оказавшихся наиболее удачными, и привёл вероятные результаты применения этих методов. Посколь- ку каждая эмульсия и условия её образования представляют инди- Вио,уальную проблему, нет такой меры борьбы с эмульсией, которая оказалась бы эффективной или экономичной для любых условии. Отсюда, применение того или иного мероприятця должно быть основано на тщательном изучении существующего комплекса условий, включая приходо-расходные статьи- Причины эмульеации в поверхностных линиях и сборных системах легче поддаются устранению, чем в скважинах. В виду этого наибольшие успехи в борьбе с эмульсиями были достигнуты в области наземных методов. [c.136]

Указывалось, что при перемешивании нефти и воды может образоваться трудноразделимая смесь этих жидкостей, называемая нефтяной эмульсией. Условия для образования нефтяных эмульсий при эксплуатации скважин весьма благоприятны, так как нефть интенсивно перемешивается с пластовой водой на всем пути от продуктивного пласта до концевых сепарационных установок. [c.215]

Непременным условием хорошей работы очистных сооружений является правильное разделение производственных сточных вод на отдельные их виды при решении схемы канализации нефтеперерабатывающего завода. Не следует допускать смешения отработанных щелоков со сточными водами, содержащими нефтепродукты, так как щелоки способствуют образованию нефтяной эмульсии, что делает невозможным полное выделение нефтепродуктов из стоков. [c.160]

Основными факторами, определяющими стойкость нефтяных эмульсий, являются физико-химические свойства нефти, степень дисперсности (размер частиц), температура и время существования эмульсии. Чем выше плотность и вязкость нефти, тем устойчивее эмульсия. Степень дисперсности зависит от условий образования эмульсии и для системы вода в нефти колеблется в пределах 0,2— 1О0 мк. При размерах капель до 20 мк эмульсия считается мелкодисперсной, в пределах 20—50 мк — среднедисперсной и свыше 50 мк — грубодисперсной. Труднее поддаются разрушению мелкодисперсные эмульсии. Чем выше температура, тем менее устойчива нефтяная эмульсия. Эмульсии способны стареть , т. е. повышать свою устойчивость со временем. При этом поверхностные слои приобретают аномалию вязкости, возрастающую со временем в сотни [c.178]

Наиболее полно изучены условия образования на поверхности водоемов нефтяных пленок (М. Т. Голубева). Образование пленки зависит от условий поступления нефти в воду, ее состояния (эмульсия, взвесь), от общей загрязненности водоема, скорости течения и пр. Сырая нефть образует пленку при. меньшей концентрации в водоеме, чем эмульгированная. В экспериментальных условиях стоки нефтеперерабатывающих заводов об- [c.188]

Другое важное условие устойчивости коллоидных растворов и эмульсий заключается в присутствии некоторых посторонних веществ, обволакивающих частицы дисперсной фазы и не позволяющих им укрупняться путем взаимного слияния. В применении к нефтяным эмульсиям необходимость присутствия подобного рода веществ уже была выявлена выше их называют обыкновенно эмульгаторами. В отношении нефтяных эмульсий эмульгаторами могут являться, например, зольные, асфальтовые и иные вещества, и накопление этих веществ в нефтяной змульсии доказано непосредственным опытом [7]. В свете современных представлений роль эмульгаторов при образовании нефтяных эмульсий представляется следующим образом. [c.320]

Образование водо-нефтяных эмульсий в порах продуктивного пласта — одна из причин ухудшения условий притока нефти к забою скважин. От стойкости этих эмульсий зависят длительность освоения скважины и продолжительность периода ее работы с пониженной продуктивностью. [c.223]

Плавающие вещества. В санитарной охране водоемов от загрязнения с плавающими веществами приходится встречаться, преимущественно при спуске в водоемы сточных вод, содержащих нефть и нефтепродукты, минеральные масла и пр. Одним из неблагоприятных последствий поступления в водоемы этих сточных вод является загрязнение поверхности водоемов плавающими нефтяными или масляными пленками, которые придают водоему отталкивающий внешний вид. Наиболее полно изучены условия образования на поверхности водоемов нефтяных пленок (М. Г. Голубева). Образование пленки зависит от условий поступления нефти в воду, ее состояния (эмульсия, взвесь), от общей загрязненности водоема, скорости течения и пр. Сырая нефть образует пленку при меньшей концентрации в водоеме, чем эмульгированная. В-экспериментальных условиях стоки нефтеперерабатывающих заводов образовывали плен- [c.219]

Подача химического реагента на установках типа Спутник-Б непосредственно в нефтегазосборный коллектор способствует предотвращению образования стойких нефтяных эмульсий и соответственно снижает гидравлические сопротивления и улучшает условия работы установок подготовки нефти. [c.31]

В форме порфириновых комплексов мон<ет содержаться от 5 до 50% присутствующих в нефтях ванадия и никеля [784, 785]. Вследствие летучести порфирины попадают в заметных количествах уже во фракции с начальной температурой кипения около. 300°, обусловливая тем самым присутствие в них ванадия [786]. С точки зрения нефтедобычи и нефтепереработки представляют интерес поверхностно-активные свойства порфиринов как соединений, влияющих на образование и устойчивость водонефтяных эмульсий [787, 788]. Эти свойства могут играть также определенную роль в процессе формирования состава нефтей, обеспечивая перенос металлов пз водной среды в нефтяную. По составу нефтяных порфириновых фрагментов можно судить о физико-химических условиях и процессах, протекающих при формировании нефтяных систем, кроме того, при миграции нефтей происходит направлен-пое фракционирование порфиринов вследствие неодинаковой сорбции на породах молекул различной полярности. Это позволяет использовать информацию о составе порфиринов для решения ряда задач нефтяной геологии [789—791]. [c.140]

Большое влияние на эксплуатационные свойства нефтяных масел оказывает присутствующая в них вода. В нефтяных маслах влага может существовать в разных видах. Некоторое количество влаги растворено в масле, причем предельная растворимость воды в масле значительно меняется в зависимости от внешних условий например, в трансформаторном масле при 5°С растворяется 0,01% (масс.) воды, а при 75 °С в десять раз больше. Остальная влага первоначально находится в масле в состоянии эмульсии, дисперсность и стабильность которой зависят от физико-химических свойств масла. Эмульгированная вода может частично переходить в растворенную и обратно при изменении температуры и давления. С течением времени часть эмульгированной влаги может отстояться и образовать в резервуарах, масляных баках и т. п. подтоварную воду. Кроме того, вода может быть в масле в химически связанном состоянии, т. е. вступать в реакции гидратации с компонентами масла. При недостаточной гидролитической стабильности масла вода может вступать с ним в иные реакции, сопровождающиеся образованием кислот, щелочей и других веществ, способных существенно ухудшать свойства масла. [c.68]

Таким образом, вязкость эмульсий зависит не только от физико-химических свойств образующих ее фаз, их концентрации, но и от условий ее образования. Поэтому естественные эмульсии, даже с одним и тем же содержанием воды, образованные при движении нефти и воды от забоя скважины до пунктов сбора и подготовки нефти, отличаются в реологическом отношении большим разнообразием. В этом заключается трудность выбора вязкости эмульсий при технологических расчетах трубопроводов, транспортирующих обводненную нефть. Очевидно, для правильного выбора вязкости эмульсий необходима разработка критериальных параметров, позволяющих оценить и предопределить качество эмульсин, образующихся при различных условиях эксплуатации нефтяных месторождений. [c.114]

Так, рассматривая задачи, связанные с предотвращением отложения парафина в трубах при движении в них водо-нефтянои смеси, можно сделать вывод, что при заданных дисперсности нефти и условиях ее коалесценции поверхность труб будет отмываться от нефти тем меньше, чем больше краевой угол смачивания. При бурении нефтяных скважин с применением эмульсионных растворов чем больше при прочих равных условиях краевой угол смачивания, тем меньше количество проникающей в пласт воды и глубина ее проникновения. С увеличением краевого угла смачивания вода вытесняется из призабойной зоны нефтью быстрее. и в больших количествах. С величиной краевого угла смачивания связано обращение фаз эмульсии. Так, например если стенки трубы хорошо смачиваются нефтью, то это способствует обращению фаз эмульсии. Чем лучше смачивается порода нефтью, тем более вероятно образование в ней гидрофобной эмульсии, вызывающей большее сопротивление вытеснению нефти водой и т. д. [c.121]

До сих пор речь шла об эмульсиях, образующихся при участии гидрофильных эмульгаторов, т. е. об эмульсиях типа масло в воде . В процессе очистки нефтяных дестиллатов иногда образуются эмульсии и противоположного типа, т. 0. типа вода в масле , когда вода является дисперсной фазой, а масло — внешней. Как было показано в ч. II, гл. I, стр.318, образование таких эмульсий требует участия гидрофобных эмульгаторов, не растворимых и не набухающих в воде, но растворимых и набухающих в дестиллатах таковы, нанример, щелочноземельные мыла, асфальтены, смолы и т. п. Такого рода эмульгаторы могут образоваться в производственных условиях от различных причин. Так, например, вещества смо-листо-асфальтового характера появляются в дестиллате нри более или менее продолжительном хранении его в неочищенном виде щелочноземельные мыла образуются при промывке, если вместо паровой (дестилли-рованной) воды взять обыкновенную, особенно жесткую воду, и т. п. В нормальных условиях очистки, а также при употреблении чистого едкого натра и паровой воды подобного рода эмульгаторы не могут образоваться, так что эмульсии типа вода в масле встречаются при очистке масляных дестиллатов сравнительно редко. Напротив, если выщелачивание дестиллата или нефти ведется до их кислотной очистки, образование эмульсии этого тина вполне естественно. [c.592]

Наряду с нефтяным сырьем в реакторах подобного типа исследовался электрокрекинг обводненных жидких углеводородов. Установлено, что при подаче стойких в данных температурных условиях водно-органических эмульсий процесс электрокрекинга протекает таким же путем, но с некоторым снижением выхода ацетилена за счет образования окиси и двуокиси углерода. [c.147]

Явления смачивания в породах нефтяного пласта связаны с образованием эмульсий вода — масло и масло — вода. Нефтеносная порода после адсорбционного модифицирования может ока-, заться весьма эффективным твердым эмульгатором, определяющим дальнейший технологический процесс. Это особенно важно в условиях турбулентного потока и сильного перемешивания всех фаз. При этом существенное влияние оказывает pH раствора. [c.46]

Адсорбция эмульгаторов и стабилизаторов происходит во времени, поэтому слой гелеобразной пленки утолщается и тем самым увеличивается его прочность, а следовательно, увеличивается и устойчивость эмульсии, т. е. происходит ее старение . При столкновении таких глобул воды коалесценции их не происходит, так как этому препятствует прочная гидрофобная пленка. Чтобы глобулы воды слились, необходимо разрушить эту пленку и заменит ее гидрофильньпм споем. Известно, что старение нефтяных эмульсий идет очень интенсивно в начальный период после их образования, потом постепенно замедляется. Процесс старения эмульсии В/Н в значительной степени зависит от состава и свойств нефти, состава пластовой воды, а также от условий образования эмульсий (температуры, интенсивности перемешивания и др.). [c.22]

Исследование условий образования и свойств эмульсий в погружных центробежных насосах. Вахитов М. Ф., Девликамов В. В. Сб. Физикохимия и разработка нефтяных и газовых пластов . Уфа, 1977, стр. 92—97. [c.118]

В результате несчастных случаев, по мере дрейфа нефтяного пятна происходит эмульгирование нефти с образованием двух типов эмульсий типа нефть в воде и вода в нефти , так называемый шоколадный мусс . Он отличается устойчивостью и способен долгое время находится в толще воды и на ее поверхности. Образованию устойчивой эмульсии способствует то обстоятельство, что стабилизаторы эмульсии — поверхностно-активные группы находятся в самой нефти и наибольшее их количество — в смолисто-асфальтено-вой части. Это гетероатомы в циклической части молекул и в алкильных заместителях, а также функциональные группы, количество которых меняется в результате химического и микробиологического окисления. Кроме того, смолисто-асфальтено-вые вещества, благодаря своей протонодефицитности, наличию свободных радикалов, способны к образованию ассоциатов даже в очень разбавленных растворах (см. раздел 1) в органических растворителях. В воде ассоциативность проявляется в большей степени. По мере растворения, миграции, химического и биологического окисления различных составных частей нефти происходит концентрирование смолисто-асфальтеновых соединений, таким образом увеличивая концентрацию поверхностноактивных групп и протонодефицитность, что приводит к еще большей стабилизации шоколадного мусса . Изучать нефтяные эмульсии нужно в динамике, исследуя поведение группового и компонентного состава в конкретных условиях с учетом температуры, миграционных факторов, концентрации соли в воде и степени ее загрязненности, Известно, что нефтяные эмульсии концентрируют тяжелые металлы. Смолисто-асфальтеновые вещества выступают в качестве лигандов и достаточно прочно удерживают металлы. В состав эмульсии может включаться любые углеводородные и гетероатомные соединения, находящиеся в воде в качестве загрязнителей. Эмульсия будет получать в качестве своего компонента новые поверхностно- [c.640]

Приготовленная эмульсия распыляется на поверхность каменного материала через стандартный маточник с форсунками, установленный на отечественных автогудронаторах. В этом маточнике необходимо предусмотреть отдельный подвод подщелоченного до pH = 8-10 водного состава. Концентрация щелочи в воде устанавливается в зависимости от требуемой скорости распада и составляет 0.1-1.0 % масс. Процесс заключается в одновременном нанесении катионной битумной эмульсии и водного состава, при контакте с которым эмульсия разрущается на обрабатываемой поверхности с установленной скоростью. Подбор состава эмульсии и подщелоченной воды каждый раз осуществляется в лабораторных условиях на модельных смесях материалов для каждого конкретного случая. В этом методе также важно не допускать резкого распада эмульсии, т.к. во многих случаях это исключает возможность некоторого проникновения эмульсии вглубь обрабатываемой поверхности для образования когезионно прочной связи вяжущего с заполнителем. Распад эмульсий, вызванный специально подобранными агентами, позволяет быть уверенным в полном разделении системы на составляющие их воду и битум за достаточно короткий период времени (от 10-15 минут до нескольких часов). В случае классических катионных эмульсий требуется несколько большее время для полного выделения воды, а при использовании безводных распыляемых вяжущих и, особенно, разжиженных нефтяными фракциями битумов, требуются недели для формирования слоя и испарения разжижителей и пластификаторов. Преимущества битумных эмульсий с контролируемым распадом очевидны покрытию предоставляется защита от неблагоприятных климатических воздействий (дождя, заморозков, снега), что в значительной мере продлевает строительный сезон . [c.131]

Недостаточная изученность процессов взаимодействия углеводородов нефти с различными химреагентами, а также отсутствие методов установления закономерностей взаимодействия компонентов пластовой среды в зависимости от состава, свойств к условий применения химреагентов затрудняют решение задачи по определению перспективности химических веществ для нефтедобычи.-Изыскание и выбор химреагентов осуществляются в основном опытным путем. Более целесообразным является комплексный подход [2], основанный на физико-химических исследованиях характеристик основных свойств химреагентов и изменений их под действием геологических и технологических факторов пластовой среды с помощью различных современных инструментальР1ых методов, лабораторных и промысловых исследований. В условиях конкретных нефтяных месторождений необходимо, чтобы подобранные опытным путем химические вещества и их композиции обладали следующим комплексом физико-химических свойств. Они должны растворяться в воде и органических соединениях понижать поверхностное натяжение на границе раздела фаз и улучшать смачиваемость породы водой обладать высокими нефтеотмывающими и вытесняющими свойствами улучшать реологические свойства нефти предотвращать или не вызывать отложение асфальто-смолистых и парафиновых веществ в пористой среде и скважине не способствовать при взаимодействии с глиной ее набуханию не стимулировать образование водонефтяных эмульсий б [c.6]

Пеногасители. В процессах брожения и размножения дрожжей в зависимости от используемого сырья, его температуры, кислотности, концентрации сахара, состояния и расы дрожжей, а также чистоты брожения может образовываться значительное количество устойчивой пены. На винокурнях России в качестве пеногасителей использовали керосин или нефтяные масла, жидкие при температуре брожения, приливая их в случае обильного образования пены в бродильный чан из расчета 150—200 мл на 1 м поверхности бражки. Согласно [21] лучшими пеногасителями являются вязкие масла и их пеноподавляющая способность при 20°С составляет (относительно мазута) мазут — 1, мазут в виде эмульсии — 120, льняное масло — 14, подсолнечное масло — 26, касторовое масло — 80, кедровое масло — 105, сурепное масло — 2, сурепное масло эмульгированное — 135. Однако такие масла, как вазелин, мазут или животный жир, из-за их значительной вязкости при комнатных температурах необходимо перевести в состояние эмульсии. В современном промышленном производстве для подавления пены применяют отходы от переработки пищевых жиров или вещества, полученные в результате их переработки, и, в частности, олеиновую кислоту, пищевые жиры, гидрофузы и соапсток. В бытовых условиях наиболее доступно подсолнечное масло, которого в большинстве случаев достаточно 1—2 чайных ложки на 0,1 м бродящей поверхности. Предпочтение следует отдавать свежеприготовленному рафинированному маслу, или полученному прессованием из нежаренных семечек. Перед использованием масло целесообразно прокипятить. [c.30]

Поэтому выкидные линии в случае наличия смеси нефти и воды или эмульсии должны быть короткими, по возможности прямыми, с минимальным количеством изгибов и фитингов, во избежание увеличения турбулентности потока жидкости. Необходимо также, чтобы трубы имели соответствующее сечение и скорость жидкостй в них была невелика. Понижение скорости течения уменьшает тенденцию водо-нефтяных смесей к эмульгированию, в особенности при наличии в нефти газа. Скопление воды в нижних частях выкидных линий тоже создаёт благоприятные условия для образования турбулентности и эмульгиро1вания, поэтому ]выкидные линии следует проклалывать с, определённым уклоном. [c.29]

В обычной нефтяной гидрофобной эмульсии эмульсионная среда содержит Эмульгатор, который, вследствие адсорбции, будет все время упрочивать пленку вокруг капелек воды. Следовательно, нефть является нормальной, благоприятной средой для образования и упрочения эмульсии. Чтобы уничтожить стойкость такой эмульсии, по мнению Л. А. Сельского, необходимо создать условия для окружения эмульсионно капельки (глобулы) ненормальной, неблагоприятной для ное средой в слл чае гидрофобной эмульсии такой средой может быть водная среда, имеющая по г.озможиости тот же состав, что и водная фаза самой эмульсии. Если водяная капелька будет окружена водным раствором того нее состава, то поверхиостное натяжение как внутри, так и сна-рунш пленки эмульсиопно глобулы должно сравняться. Тем самым будут созданы те ненормальные, неблагоприятные условия, при которых эмульсия образоваться не может, а ранее образовавшаяся защитная оболочка потеряет свою прочность и может быть легко разрушена. [c.94]

Более предпочтительным и реализованным на практике является введение в состав эмульсий компонентов, дающих при взаимном смешивании или контакте с пластовыми водами объемные гелеобразные или твердеющие образования. Например, в качестве такой дисперсной фазы могуг служить гипан, полиакриламид, олигоорганоэтоксихлорсиланы, фенол-формальдегидные смолы, меламин с формалином и др. Для облегчения процесса гелеобразования в пластовых условиях в эмульсии вводится деэмульгатор и соответствующий отверди-тель. К таким составам для ограничения водопритоков в нефтяных скважинах можно отнести латекснефтяные эмульсии (ЛНЭ). [c.557]

Ответ докладчика. Мепя просили подробнее описать процессы фирмы Шелл производства нафтеновых кислот и сульфонатов. Для выделения нафтеновых кислот из щелочных остатков применялся простой метод остаток непрерывно смешивали с водой, что, разумеется, приводило к образованию эмульсии. Эту эмульсию разрушали при помощи физического метода, т. е. тепловой обработкой, и после разделения фаз получали остаточное котельное топливо, зольность которого обычно составляла около 0,5% вес. Для выделения низкомолекулярных нефтяных сульфонатов применялся следующий процесс фенольную фракцию нейтрализовали разбавленной водной щелочью, что, естественно, также приводило к образованию эмульсии далее применялся точно такой же метод, т. е. эмульсию разрушали тепловой обработкой и получали масло, которое направлялось на очистку глиной. Это масло совершенно не содержало мыл. Наконец, для выделения высокомолекулярных нефтяных сульфонатов применялся периодический процесс, условия которого подбирались таким образом, чтобы после разделения получать три фазы сверху нейтральное масло, не содержащее мыл средний слой — спиртовый раствор, содержащий сульфонаты и нижний слой — водный раствор неорганической соли. Средний слой затем перерабатывали для получения товарного продукта. Для этого требовалось лишь отогнать спирт и профильтровать материал для удаления посторонних взвесей. При этом методе мы получали продукт с содержанием солей около 1 %. К сожалению, я не располагаю данными, на основании которых можно говорить о перспективах дальнейшего развития производства нефтяных сульфонатов. [c.274]