Причины образования водонефтяных эмульсий. Эмульгирование нефти в воде


Эмульгирование - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Эмульгирование - нефть

Cтраница 2

При глубинно-насосной эксплуатации скважин эмульгирование нефти происходит в узлах клапана, в паре плунжер-цилиндр и в подъемных трубах при возвратно-поступательном движении насосных штанг.  [16]

Была проведена качественная оценка процесса эмульгирования нефти Б при ее движении в пористой среде, содержащей нефть и щелочной раствор, под влиянием гравитационных сил.  [18]

Образующиеся водорастворимые или поверхностно-активные продукты способствуют эмульгированию нефти, стабилизации эмульсий из смолистых асфальтовых частиц и сульфокислоты.  [19]

Второй механизм - самоэмульгирование - предполагает возможность эмульгирования нефти в щелочную воду под влиянием только их физико-химического взаимодействия друг с другом без внешних механических воздействий.  [20]

В призабойной зоне скважины после ее обработки оксидатом возможно эмульгирование нефти продуктами его нейтрализации.  [22]

При добыче нефти глубинными насосами основными факторами, способствующими эмульгированию нефти, являются: число ходов в минуту и длина хода плунжера, размеры приемных и выкидных клапанов, наличие газа в насосе, глубина погружения насоса, эффективность работы насоса.  [23]

Проведенные исследования показали, что при прочих, равных условиях эмульгирование нефти и склонность системы к вспенива нию зависят от технологии приготовления минерализованного раствора.  [24]

Другая возможная причина ухудшения коллекторских свойств из-за капиллярных явлений - эмульгирование внутри-поровой нефти, которое может произойти, если фильтрат эмульсионного ( нефть в воде) бурового раствора содержит значительные количества эмульгатора. Эмульгирование происходит в связи с увеличением скорости сдвига в сужениях фильтрационных каналов, хотя общая скорость течения мала. Если при этом образуется устойчивая эмульсия, ее капельки запираются в порах и снижают эффективную проницаемость. Однако эмульгатор присутствует в фильтрате лишь в том случае, когда в эмульсионном буровом растворе имеется его избыток. Поэтому можно избежать эмульгирования в пласте, если тщательно подбирать и поддерживать состав эмульсионного раствора.  [25]

Метод отбора проб имеет очень большое значение в определении причин эмульгирования нефти.  [26]

Снижение температуры вспышки паров этих систем может служить критерием ухудшения эмульгирования нефти в них. Этот критерий должен использоваться и при контроле пожаро-опасности при бурении с применением растворов на нефтяной основе. По нормам пожарной безопасности температура вспышки паров растворов ( эмульсионно-глинистых, гидрофобных эмульсий, РНО и др.) должна быть на 20 - 25 С выше температуры растворов, выходящих из скважины.  [27]

Конфигурация и свойства выкидных линий оказывают весьма сильное влияние на степень эмульгирования нефти с водой. Колена, острые УГЛЫ и различные фитинги, иг. Гамшарный лоток IB прямых трубах ( может сделаться турбулентным в местах изгибов трубопровода, если же поток был турбулентным, то вихреобразованяе в нем возрастет.  [28]

При щелочном заводнении используют эффекты по изменению смачиваемости пласта или по эмульгированию нефти в пластах. Указанные эффекты обеспечивают увеличение нефтеотдачи пластов за счет снижения остаточной их нефтенасыщенности, например после обычного заводнения. Все формы щелочного заводнения требуют невысокого расхода недорогих химреагентов.  [29]

Нафтенаты щелочных металлов К и Na обладают гидрофильными свойствами и способствуют эмульгированию нефти в воде, но стабилизующее действие их небольшое. В связи с незначительным содержанием нафтенатов в нефтях основную стабилизующую роль играют асфальтово-смолистые вещества.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Эмульгирование - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Эмульгирование - нефть

Cтраница 4

При совместном движении нефти и воды по эксплуатационной колонне труб и при выходе жидкостей из скважины с большой скоростью появляются условия для эмульгирования нефти с водой, в результате чего образуются нефтяные эмульсии.  [46]

Кислые сернокислые эфиры целлюлозы могут быть использованы как диспергаторы при измельчении угля, глины, окислов металлов, в качестве поверхностно-активных веществ ( для эмульгирования нефти и масла, красок, смол), в качестве весьма активных катализаторов при получении ацетилцеллюлозы, ацетобути-ратцеллюлозы, трипропионатцеллюлозы и ацетопропио-натцеллюлозы.  [47]

Так как в фонтанных скважинах наибольшее перемешивание нефти и воды происходит в подъемных трубах и при прохождении нефтегазовой смеси через штуцеры, в некоторых случаях для снижения эмульгирования нефти штуцер, устанавливают на забое скважины.  [49]

Выкидные линии от скважин должны прокладываться с таким уклоном, чтобы не происходило скопления воды в пониженных местах трубопроводов, так как это может создать благоприятные условия для эмульгирования нефти.  [50]

Так же как и УФЭ8, реагент ОП-10 применяется для обработки буровых растворов при вскрытии продуктивных пластов с целью сохранения их нефтепроницаемости, кроме того, он используется как добавка, улучшающая эмульгирование нефти в буровых растворах, особенно в утяжеленных. В отличие от некоторых ионогенных ПАВ, например сульфо-нола, ОП-10 предупреждает флокуляцию флотационных баритовых утяжелителей в нефтеэмульсионных растворах.  [51]

Так как процесс предварительного сброса контролируется качеством дренажной воды, то время пребывания разрушаемой эмульсии должно быть таким, чтобы удельный объемный расход через поверхность раздела фаз ( удельные отток) не достигал больших значений, вызывающих вторичное эмульгирование нефти.  [52]

Так, естественные и физико-химические методы, обеспечивая определенный уровень защиты окружающей среды, делают невозможным возврат пролитой нефти в производство. Эмульгирование нефти в воде возможно и обеспечивает снижение пожарной опасности пролитой нефти, но сохраняет загрязнение окружающей среды. Выжигание нефти, снижая загрязнение воды и суши, загрязняет атмосферу дымовыми газами и повышает опасность развития пожара у места аварии.  [53]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Причины образования водонефтяных эмульсий | Статья в журнале «Молодой ученый»

 

Большинство исследователей считает, что в пластовых условиях диспергирование (дробление) газонефтеводяных систем практически исключается. Глубинные пробы жидкости, отобранные у забоя скважины, как правило, состоят из безводной нефти и воды, в то время как на поверхности отбирают высокодисперсную эмульсию.

На глубине 2000 м и при давлении 20 МПа одна объемная часть нефти в состоянии растворить до 1000 объемных частей газа.

При подъеме нефти и понижении давления газ выделяется с такой энергией, что ее вполне достаточно для диспергирования пластовой воды.

Стойкость эмульсий зависит от способа добычи нефти.

Фонтанные скважины: наибольшее перемешивание нефти и воды происходит в подъемных трубах и при прохождении нефтегазовой смеси через штуцеры. Для снижения эмульгирования нефти:

  1. Штуцер устанавливают на забое скважины. Перепад давления в этом случае в штуцере значительно меньше, чем при установке его на поверхности. Как следствие — уменьшается перемешивание. Однако сложности спуска, замены и регулирования забойных штуцеров ограничивают возможность их широкого применения.
  2. При установке штуцера на поверхности степень перемешивания может быть уменьшена, если в сепараторах, расположенных после штуцера, поддерживать повышенные давления, т. е. снизить перепад давления в штуцере.

Интенсивность перемешивания нефти с водой также влияет на образование и стойкость эмульсии. Замечено, что при механизированных способах добычи наиболее устойчивые водонефтяные эмульсии образуются при использовании электроцентробежных насосов (перемешивание продукции в рабочих колесах). При использовании штанговых и винтовых насосов образуются менее стойкие эмульсии.

При компрессорном способе добычи получаются эмульсии крайне высокой стойкости из-за того, что происходит окисление нафтеновых кислот с образованием соединений, которые являются эффективными эмульгаторами.

В дальнейшем при движении газированных обводненных нефтей в системе сбора также возможно образование эмульсий. Основной причиной здесь является энергия турбулентного потока. Высокие перепады давления, пульсация газа, наличие штуцирующих устройств, задвижек, поворотов и фитингов способствуют повышению турбулентности потока и интенсивному диспергированию воды в нефти.

Отложения парафина на стенках трубопровода влияют на образование эмульсий, уменьшая его сечение, увеличивают скорость потока и усиливают диспергирование воды в нефти.

Этот процесс (диспергирование) также происходит и при штуцировании обводненной нефти.

Применяемая технология разгазирования, в частности сепараторы, имеющие насадки-диспергаторы, также влияет на образование нефтяных эмульсий.

Таким образом, нефтяные эмульсии могут образовываться только при затратах энергии:

  1.                Энергии расширения газа;
  2.                Механической энергии;
  3.                Энергии силы тяжести.

Существуют два основных типа эмульсий: дисперсии масла в воде (М/В) и дисперсии воды в масле (В/М).

Нефтяные эмульсии:

  1.      Первый тип — прямые эмульсии, когда капли нефти (неполярная жидкость), являются дисперсной фазой и распределены в воде (полярная жидкость) — дисперсионной среде. Такие эмульсии называются «нефть в воде» и обозначаются Н/В.
  2.      Второй тип — обратные эмульсии, когда капельки воды (полярная жидкость) — дисперсная фаза — размещены в нефти (неполярная жидкость), являющейся дисперсионной средой. Такие эмульсии называются «вода в нефти» и обозначаются В/Н.
  3.      Множественная эмульсия — это такая система, когда в сравнительно крупных каплях воды могут находиться мелкие глобулы нефти, или в крупных каплях нефти находятся мелкие глобулы воды. Дисперсная фаза сама является эмульсией, и может быть как прямого, так и обратного типа. Такие эмульсии обычно имеют повышенное содержание механических примесей. Они образуются в процессе деэмульсации нефти и очистки сточных вод на границе раздела фаз нефть-вода и составляют основу так называемых ловушечных (или амбарных) нефтей, чрезвычайно плохо разрушаемых известными методами. Поэтому в настоящее время актуальна разработка эффективных методов разрушения множественных нефтяных эмульсий.

Свойства нефтяных эмульсий влияют на технологические процессы добычи нефти, внутрипромыслового транспорта, сепарации, предварительного обезвоживания, деэмульсации (разрушения эмульсий), очистки и подготовки нефтепромысловых сточных вод.

Вплоть до объемной доли дисперсной фазы Cd =74 %, соответствующей плотнейшей упаковке шаров, частицы дисперсной фазы могут сохранять сферическуюформу.

Поэтому увеличение Cd выше этой величины связано с деформацией частиц дисперсной фазы и, как следствие, появлением новых свойств.

Тип эмульсии устанавливается по свойствам ее дисперсионной среды.

Эмульсии типа Н/В (вода — внешняя фаза) смешиваются с водой в любых соотношениях и обладают высокой электропроводностью.

Эмульсии В/Н смешиваются только с углеводородной жидкостью и не обладают заметной электропроводностью.

Тип эмульсий в разбавленных эмульсиях определяется чаще всего объемным соотношением фаз — дисперсную фазу образует вещество, находящееся в системе в меньшем количестве.

В промысловых условиях о количестве воды в эмульсиях судят обычно по их цвету: эмульсии, содержащие до 10 % воды, по цвету не отличаются от безводной нефти; эмульсии, содержащие 15–20 % воды, имеют цвет от коричневого до желтого; эмульсии, содержащие более 25 % воды, — желтые.

Энергия, затраченная на образование эмульсии, концентрируется на границе раздела фаз в виде свободной поверхностной энергии и называется поверхностным (или межфазным) натяжением, σ. Капли жидкой дисперсной фазы при этом приобретают сферическую форму, т. к. сфера обладает наименьшей поверхностью при данном объеме:

 — это удельная работа образования поверхности. [σ]=эрг/см2; Дж/м2; Н/м; дин/см. (=Р/2L).

Из физики: σ — это сила, стягивающая гипотетическую пленку на поверхности жидкости и противодействующая ее растяжению, т. е. величина σ — определяется работой против сил молекулярного взаимодействия.

Величина σ — важнейшая молекулярная константа вещества (при Т=const), характеризующая полярность жидкости.

Поэтому полярные жидкости с сильным межмолекулярным взаимодействием имеют высокие значения σ: вода σ=72.5 эрг/см2, а для слабополярного гексана σ=18.4 эрг/см2. Таким образом, создание новой межфазной поверхности требует затраты энергии на преодоление сил ММВ 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 энергетическому состоянию.

 

Литература:

 

  1.      Антипин Ю. В., Валеев М. Д., Сыртланов А. Ш. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти. — Уфа: Башк. кн. изд-во, 1997.- 168 с.
  2.      Гумеров А. Г., Дьячук А. И., Радионова C. B. Системы сбора продукции скважин. Пути обеспечения их безопасной работы. — Уфа: Транс- тэк, 2001. — 80 с.

moluch.ru

способ получения эмульсии нефти в воде с высоким соотношением внутренней фазы - патент РФ 2009708

Сущность изобретения: 70-98 об. % вязкой нефти, имеющей вязкость в интервале 2000-250 000 мП, смешивают с 2-30 об. % водного раствора эмульгирующего поверхностно - активного вещества. Смешивание осуществляют при низких условиях сдвига в интервале 10-1000 c-1 так, что образуется эмульсия, включающая в себя сильно деформированные капельки масла со средним диаметром капелек в интервале 2-50 мкм, разделенные тонкими межфазовыми пленками. 5 з. п. ф-лы, 3 ил, 1 табл. Изобретение относится к способу получения нефтяных эмульсий, более конкретно - к способу получения эмульсий нефти в воде с высоким соотношением внутренней фазы (ВСВФ). Многие сырые нефти являются вязкими при добыче и их трудно, а то и невозможно транспортировать обычными способами от промысла до нефтеперерабатывающего завода. Были предложены различные способы транспортирования таких сырых нефтей по трубопроводам. К ним относятся: а) нагрев сырой нефти и изоляция трубопровода, б) добавление регенерируемого растворителя, в) добавление регенерируемого растворителя, г)добавление более легкой сырой нефти, д)формирование водяного кольца вокруг сырой нефти и е) эмульгирование сырой нефти в воде. Способы а-г дорогостоящие, так как требуют добавления компонентов и больших капитальных затрат, а способ трудно осуществить технически. Способ е предоставляет специфические трудности. Дисперсия высоковязкой нефти в среде со значительно меньшей вязкостью является неблагоприятным процессом с точки зрения гидродинамики. Эта проблема усложняется еще экономическим требованием транспортирования эмульсий, содержащих относительно большой объем нефтяной фазы, без ухудшения текучести эмульсии. Механическое диспергирование может привести к образованию полидисперсных или составных эмульсий и оба эти вида эмульсий пригодны для транспортирования. В случае системы, включающей диспергированные шарики одинакового размера, максимальный объем внутренней фазы с гексагональной плотной упаковкой составляет приблизительно 74% . Однако практически эмульсии редко бывают монодисперсными, поэтому можно увеличить плотность упаковки без значительной деформации капелек. Попытки дальнейшего увеличения объема внутренней фазы приводят к большей деформации капелек и вследствие образования большей межфазной поверхности эмульсия становится нестабильной. В результате происходит инверсия фаз либо расслоение эмульсии. Эмульгированные системы, содержащие 70% внутренней фазы, известны под названием эмульсий с высоким соотношением внутренней фазы (ВСВФ). Нефтяные эмульсии ВСВФ получают обычно путем диспергирования возрастающих количеств нефти в непрерывной фазе до достижения объема внутренней фазы более 70% . Ясно, что при очень больших объемах внутренней фазы системы не могут содержать отдельные сферические капельки нефти, они состоят из сильно деформированных капелек нефти, разделенных тонкими межфазными водными пленками. Целью изобретения является повышение качества эмульсии за счет обеспечения ее монодисперсности и стабильности. На фиг. 1 представлена сложная структура пленки водного раствора поверхностно-активного вещества, на фиг. 2 и 3 - процесс высвобождения нефти из сдерживающей ее структуры. Эмульсия с высоким соотношением внутренней фазы (ВСВФ) являются стабильными и могут быть разбавлены водным раствором поверхностно-активного вещества, пресной или соленой водой с целью получения эмульсий с низким объемом нефтяной фазы, отличающихся высокой степенью монодисперсности. Эмульсии могут быть разбавлены до требуемой вязкости без отрицательного влияния на стабильность. Благодаря тому, что при разбавлении поддерживается узкий интервал распределения размеров и размера капелек, полученная эмульсия характеризуется незначительной тенденцией к расслоению. Это снижает опасность разделения фаз. Эмульсии, в частности разбавленные, пригодны для транспортирования по трубопроводам и представляют простое решение проблемы транспортирования вязких нефтей. Стабильность эмульсий понижает опасность фазового разделения в трубопроводе, которое обуславливает большее падение давления и снижение эффективности. После транспортирования по трубопроводу, например, с островного промысла на береговой конечный пункт может появиться необходимость перегрузить нефть в танкер. В этом случае эмульсия или разбавленная эмульсия перед погрузкой может быть частично обезвожена. Подходящими для обработки нефтями являются вязкие, тяжелые и/или асфальтеновые сырые нефти, которые находятся в Канаде, США и Венесуэле, например сырая нефть с месторождения на оз. Маргерит Лейк в пров. Альберта (Канада), сырая нефть Хьюитт (Henriff) из шт. Оклахома США и сырая нефть с месторождения Серро Негро (Cerro Negro) из нефтеносной зоны р. Ориноко. Обычно плотность нефти в градусах АРI (Американский нефтяной институт) должна находиться в интервале 5-20о, хотя описываемый способ может быть применен и для сырых нефтей, плотность которых выходит за этот интервал. После доставки на нефтеперерабатывающий завод эмульсии типа "тяжелая сырая нефть в воде" могут быть разделены на их составные части, а на этой стадии могут быть извлечены дополнительные выгоды, обусловленные низкой полидисперсностью (разбавленных) эмульсией ВСВФ. Отсутствие капелек размерами менее 1 мкм, которые труднее отделяются и вызывают обычно проблемы сточных вод, приводит к повышению эффективности процесса отделения и получению более чистой водной фазы. П р и м е р ы. В качестве нефтяной фазы применена сырая нефть с месторождения Лейк Маргерит (LМСО). LМСО представляет собой тяжелую нефть (10,3оАРI, = 19800 мП, при 25оС). В качестве поверхностно-активных веществ применены либо имеющиеся в продаже, либо имеющиеся в продаже, либо образцы, полученные от BP Chemicals International или ВР Detergents International. Растворы поверхностно-активных веществ доводят до концентрации 2,5% путем растворителя в воде, имитирующей пластовую воду (см. табл. 1), за исключением случаев, где указана дистиллированная вода. Обычно получают 90% эмульсии ВСВФ путем добавления образца LМСО массой 90 г в химический стакан емкостью 250 мл, содержащий 10 г 2,5% -ного водного раствора поверхностно-активного вещества. Затем это перемешивают при комнатной температуре (202оС) и с применением двухлопастного бытового миксера с ручным управлением, работающего в 1 мин со скоростью 1000 об/мин и 1 мин со скоростью 200 об/мин. По структуре эмульсии напоминают хорошо обезвоженные многогранные пены. По внешнему виду смеси видно образовались ли пластинки водного раствора поверхностно-активного вещества (темно-коричневый цвет, текстура и консистенция сливок) или водные капельки (блестящий черный цвет, гладкая текстура). В первом случае продукт способен полностью диспеpгиpоваться в воде, в последнем случае - нет. Эмульсии с более низким содержанием нефти могут быть получены путем разбавления первой эмульсии водным раствором поверхностно-активного вещества, пресной или соленой водой. В процессе смешивания, приводящем к образованию пластин, внедрение пленки водного раствора поверхностно-активного вещества растягиваются и складываются во всем объеме нефти, приводя впоследствии к сложной структуре пленки, показанной на фиг. 1. Распределение размеров капелек эмульсий, полученных таким способом, определено с применением прибора Conlter Counter Analysis (модель ТА П, Coulter Electr). При разбавлении эмульсии ВСВФ дополнительным количеством воды нефть высвобождается из содержащей ее структуры и сферические капельки разделяются. Это действие можно видеть на микрофотографиях, представленных на фиг. 2 и 3, различной внешний вид концентрированной и разбавленной эмульсией является следствием различного содержания контрастного вещества. На этих микрофотографиях хорошо видна также монодисперсность эмульсий, полученных по этому способу. На фиг. 2 показана эмульсия, полученная согласно примеру 10, на фиг. 3 - эмульсия, полученная согласно примеру 17. В таблице содержится перечень и обобщенные структуры примененных поверхностно-активных веществ, а также их эффективность в виде 2,5% -ных растворов (в расчете на водную фазу) при получении эмульсий нефть в воде ВСВФ, за исключением тех случаев, когда указаны другие концентрации. Состав воды, имитирующий пластовую воду, примененной при получении эмульсии LМСО в воде следующий: Соль м. д. NaCl 20,000 KCl 1,000 MgCl2 2,000 CaCl2 1,000 NaHCO3 500 (56) Поверхностно-активные вещества. Справочник под ред. А. А. Абрамзона и Г. М. Гаевого. Л. : Химия, Ленинградское отделение, 1979, с. 320-322.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ ЭМУЛЬСИИ НЕФТИ В ВОДЕ С ВЫСОКИМ СООТНОШЕНИЕМ ВНУТРЕННЕЙ ФАЗЫ путем введения нефти в водный pаствоp повеpхностно-активного вещества и пеpемешивания, отличающийся тем, что, с целью повышения качества эмульсии за счет обеспечения ее монодиспеpсности и стабильности, используют нефть с вязкостью 2000 - 250000 мП пpи темпеpатуpе смешения в количестве 70 - 98 об. % , повеpхностно-активное вещество беpут в количестве 2 - 30 об. % , а смешение осуществляют пpи скоpости сдвига в интеpвале 10 - 1000 с -1 до получения эмульсии, включающей капли нефти pазмеpом 2 - 50 мкм. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве повеpхностно-активного вещества беpут неионогенное повеpхностно-активное вещество, молекулы котоpого содеpжат гидpокаpбильную, гидpофобную гpуппу с длиной цепи 8 - 18 атомов углеpода и одну или более полиоксиэтиленовую гpуппу, содеpжащую 9 - 100 этиленоксидных звеньев, гидpофильную гpуппу или гpуппы, содеpжащие 30 или более этиленоксидных звеньев, пpи условии, что гидpофобная гpуппа имеет длину цепи 15 атомов углеpода или более. 3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что в качестве повеpхностно-активного вещества беpут этоксилиpованный алкилфенол. 4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве повеpхностно-активного вещества беpут ионогенное повеpхностно-активное вещество. 5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что дополнительно пpименяют гидpофильный полимеp. 6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что используют гидpофильный полимеp, выбpанный из pяда: поливиниловый спиpт, полиэтиленоксид, поливинилпиppолидон, биополимеp полисахаpида.

www.freepatent.ru

Эмульгирование - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Эмульгирование - нефть

Cтраница 3

Эффект от щелочного заводнения заключается в изменении смачиваемости пласта или в эмульгировании нефти в пластах. Это обеспечивает увеличение нефтеотдачи пластов за счет снижения остаточной их нефтенасыщенности, например после обычного заводнения. Все виды щелочного заводнения требуют невысокого расхода недорогих химреагентов.  [31]

Замедление скорости пропитки и снижение конечной нефтеотдачи в случае применения сульфоната можно объяснить эмульгированием нефти в пористой среде, что приводит к преждевременному разрыву струй нефти при достаточно высокой нефтенасыщенности.  [33]

Однако степень дисперсности эмульсии после перевода скважины на затрубную эксплуатацию остается довольно высокой из-за существенного эмульгирования нефти в насосе и влияния газовой фазы.  [35]

Основными факторами, спс собствующими повышению нефтеотдачи пластов, являются cm жение межфазного натяжения, эмульгирование нефти и изменен смачиваемости породы. В основе этих факторов лежит реакцн нейтрализации кислотных компонентов нефти с образование органических солей щелочных металлов, являющихся пс верхностно-активными веществами.  [36]

В качестве обязательного условия реализации этой технологии предполагается исключение промежуточного слоя в технологических аппаратах, исключение интенсивного эмульгирования нефти в системе нефтегазосбора, поддержание определенного уровня удельных нагрузок на межфазную поверхность, раздельного сбора химически несовместимых жидкостей.  [37]

В качестве обязательного условия реализации этой технологии предполагается исключение промежуточного слоя в технологических аппаратах, исключение интенсивного эмульгирования нефти в системе нефтегазосбора, поддержание определенного уровня удельных нагрузок на межфазную.  [38]

При реализации методов очистки вод первого уровня предполагается исключение промежуточного слоя в технологических аппаратах, исключение интенсивного эмульгирования нефти в системе сбора продукции скважин, поддержание определенного уровня удельных нагрузок на межфазную поверхность, раздельный сбор химически несовместимых жидкостей.  [39]

Производное нонилфенола с 30 молями оксида этилена С9Н19 - СбН4 О ( СН2СН2О) зоН используют для эмульгирования нефти в буровом растворе с ПАВ.  [40]

Следует отметить, что при построении представленной в начале главы двухфазной модели процесса вытеснения нефти растворами ПАВ и щелочей эмульгирование нефти не рассматривается. Однако по существу там допускается, что диспергированная за счет снижения межфазного натяжения на границе с раствором ПАВ часть нефти принадлежит единой нефтяной, а дисперсионная среда - водной фазе.  [41]

Основными факторами, определяющими повышение нефтеотдачи при щелочном воздействии, являются: снижение межфазного натяжения; изменение смачиваемости породы; эмульгирование нефти.  [42]

Полученные в процессе промысловых испытаний технологии зависимости подтверждают снижение проницаемости водопромытых интервалов за счет образования в них дисперсной фазы и эмульгирования нефти и вовлечение в разработку заводнением новых нефтенасыщенных зон. Обводненность добываемой продукции скважин снизилась в среднем на 10 - 15 %, удельная дополнительная добыча составила 45 - 62 т на 1 т композиции.  [43]

Нежелательное с точки зрения технологии добычи нефти образование стойких эмульсий предлагается использовать для борьбы с отложением солей в нефтепромысловом оборудовании путем искусственного эмульгирования нефти до начала кристаллизации солей.  [44]

Основными факторами, определяющими повышение нефтеотдачи при щелочном заводнении, являются: снижение МФН на границе нефти и раствора щелочи, эмульгирование нефти, изменение смачиваемости породы, образование осадка, образующегося при взаимодействии раствора щелочи с ионами кальция и магния, которые содержатся в пластовых водах; последнее приводит к снижению концентрации щелочи в растворе и следовательно падению его активности как нефтевытесняющего агента.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru