Нефтепродукты эмульгированные это:. Эмульгированная нефть это


Эмульгированный нефтепродукт - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Эмульгированный нефтепродукт

Cтраница 1

Эмульгированные нефтепродукты и взвешенные вещества удаляют фильтрацией на кварцевом песке, дробленом антраците и др. Воздушная флотация обеспечивает удаление из сточных вод эмульгированных веществ и коллоидных частиц размерами менее 150 мкм.  [1]

Определение количества эмульгированных нефтепродуктов, содержащихся в сточных водах, может быть произведено весовым или нефелометрическим методом.  [2]

Теоретически процесс фильтрования эмульгированных нефтепродуктов разработан слабо. Объясняется это, с одной стороны, сложностью процессов, протекающих при фильтровании, и вследствие этого трудностью их математического описания. С другой стороны, общий эффект процесса является суммарным ( статистическим), регистрирующим сумму отдельных процессов, происходящих в порах. Это обстоятельство придает видимость легкости применения его на практике. Совершенно очевидно, что такой подход к использованию фильтрования приводит к тому, что фильтры работают при далеко не оптимальных параметрах, обеспечивающих наибольший эффект очистки.  [3]

Образование пленок и эмульгированных нефтепродуктов вызывалось количеством нефти, значительно превышающем то, которое способно придать воде специфический запах.  [5]

Значительное повышение содержания эмульгированных нефтепродуктов в общем стоке происходит за счет сточных вод отдельных установок.  [6]

Поэтому для выделения эмульгированных нефтепродуктов применение буферных прудов даже при длительном отстаивании в них сточных вод не дает нужного эффекта. Тем не менее их приходится применять ввиду простоты устройства.  [7]

Предложенный метод определения содержания эмульгированных нефтепродуктов прост в исполнении и коже.  [8]

В основе процессов коалесценции эмульгированных нефтепродуктов на фильтрующем материале лежат явления адгезии и смачивания, которые в определенной мере влияют и на процессы обычного фильтрования. В коалесцирующих фильтрах они являются определяющими.  [9]

Скорость и эффективность коалесценции эмульгированных нефтепродуктов на поверхности фильтрующего материала определяются характером поведения капли вблизи этой поверхности. Рассмотрим элементарный акт коалесценции единичной капли на поверхности гранулы загрузки фильтра, покрытой слоем нефтепродукта.  [10]

Для доочнсткп сточных вод содержащих эмульгированные нефтепродукты, применяют также известь и железо - сернокислое, окисное и закисное, а также сернокислое железо совместно с известью.  [11]

Для удаления из сточных вод эмульгированных нефтепродуктов, не задерживаемых в нефтеловушке, следует применять флотационные установки напорного типа. Флотация основана на использовании подъемной силы пузырьков воздуха, которыми искусственно насыщается вода.  [13]

Приготовление растворов п определение концентрации эмульгированных нефтепродуктов п пробах сточной воды производятся следующим образом.  [14]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Количество - эмульгированная нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Количество - эмульгированная нефть

Cтраница 1

Количество эмульгированной нефти в сточной воде, сбрасываемой с аппаратов УПН, может колебаться в широких пределах 40 - МООО мг / л и более, что зависит от степени нагрева эмульсии, ее стойкости, количества и эффективности вводимых ПАВ, выдержки эмульсии в аппарате, четкости разделения уровней вода - нефть и чувствительности межфазного уровнемера.  [1]

Количество эмульгированной нефти может достигать от следов до десятков процентов.  [2]

Как видно, количество эмульгированной нефти после перемешивания в центробежном насосе сточной воды, содержащей нефть и механические примеси, не увеличилось.  [3]

Через выбранные промежутки времени L / iy определяли количестве всплывшей эмульгированной нефти.  [4]

Тая, при содержании ПАВ выше 0 5 мг / л увеличивается количество эмульгированной нефти. ПАВ легко поглощается флорой и фауной. При концентрации 1 мг / л происходит гибель планктона, а 5 мг / л - замор рыб.  [5]

Закачиваемая в пласт вода обычно содержит в своем составе различные растворенные соли, газы, взвешенные твердые коллоидные частицы, микроорганизмы и некоторое количество эмульгированной нефти.  [6]

Такое содержание нефти в среднем слое отстоенных проб воды близко к количеству нефти, растворяющейся в воде, и свидетельствует о том, что количество эмульгированной нефти в сточной воде нефтепромыслов невелико.  [7]

Результаты исследований приведены на рис. 1, а, б, из которого видно, что все ПАВ в концентрации 0 5 мг / л увеличивают количество эмульгированной нефти и повышают стабильность ее водной эмульсии. Наиболее эффективным действием обладает вторичный алкилсульфат, который увеличивает концентрацию нефти в растворе почти в 4J / 2 раза.  [9]

ПАВ способствуют растворению в воде других химических веществ и тем самым увеличивают опасность воздействия их на окружавшую среду. Так, присутствие ПАВ в концентрации выше 0.5 мг / л увеличивает количество эмульгированной нефти, что затрудняет очистку воды на очистных сооружениях и увеличивает вероятность попадания нефти после очистных сооружений в питьевую воду.  [10]

ПАВ способствуют растворению в воде других химических веществ и тем самым увеличивают опасность воздействия их на окружающую среду. Так, присутствие ПАВ в концентрации выше 0 5 мг / л увеличивает количество эмульгированной нефти, что затрудняет очистку воды на очистных сооружениях и увеличивает вероятность попадания нефти после очистных сооружений в питьевую воду.  [11]

Природные воды обычно содержат растворенные минеральные соли, различные газы, взвешенные твердые и коллоидные частицы. В поверхностных и подземных водах встречаются также микроорганизмы, а в сточных водах нефтедобывающих предприятий всегда находится некоторое количество эмульгированной нефти.  [12]

Количество нефти, перешедшей при встряхивании в эмульсию, служило контролем. В течение 30 мин все колбы встряхивались на механической мешалке и через определенные промежутки времени в них определяли количество эмульгированной нефти.  [13]

ПАВ), наблюдается образование значительного количества стойкой пены ( из-за высокой пенообразующей способности ПАВ), что затрудняет доступ кислорода в толщу природных вод и ухудшает процессы самоочищения. В пене концентрируются органические загрязнения, болезнетворные микроорганизмы, ПАВ. Разносимая ветром пена, содержащая ПАВ, оказывает пагубное влияние на посевы, пастбища и растительный мир. Установлено высокое токсическое действие ПАВ на рыб и другие организмы, обитающие в водоемах, особенно сильно они влияют на ценные породы рыб. Наиболее вредное влияние на рыб и донную фауну оказывают алкиларилсульфонаты, неионогенные ПАВ менее токсичны. Как от-мечатось, ПАВ способствуют растворению в воде других химических веществ и тем самым увеличивают опасность воздействия их на окружающую среду. Так, присутствие ПАВ в концентрации выше 0 5 мг / л увеличивает количество эмульгированной нефти, что затрудняет очистку воды на очистных сооружениях и увеличивает вероятность попадания нефти после очистных сооружений в питьевую воду.  [14]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

НЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ И ИХ СВОЙСТВА

 

Скважинная продукция представляет собой смесь газа, нефти и воды. Вода и нефть при этом образуют эмульсии.

Эмульсией называется дисперсная система, состоящая из 2-х (или нескольких) жидких фаз, т.е. одна жидкость содержится в другой во взвешенном состоянии в виде огромного количества микроскопических капель (глобул).

Жидкость, в которой распределены глобулы, называются дисперсионной средой или внешней фазой.

Жидкость, которая распределена в дисперсионной среде, называется дисперсной или внутренней фазой.

Условием образования дисперсной системы является практически полная или частичная нерастворимость вещества дисперсной фазы в среде. Поэтому вещества, образующие различные фазы, должны сильно различаться по полярности. Наибольшее распространение получили эмульсии, в которых одной из фаз является вода. В этих случаях вторую фазу представляет неполярная (или малополярная) жидкость, называемая в общем случае маслом. В нашем случае – это нефть.

ПРИЧИНЫ ОБРАЗОВАНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

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.

ТИПЫ ЭМУЛЬСИЙ

 

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.

 

ПОВЕРХНОСТНОЕ НАТЯЖЕНИЕ

 

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. (s=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.

 

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

zdamsam.ru

Эмульгирование - это... Что такое Эмульгирование?

 Эмульгирование

        нефти (a. emulsification; н. Emulgierung; ф. emulsionnement, emulsification; и. emulsificacion) - процесс образования нефт. эмульсий (обратный Деэмульсации) под действием эмульгаторов и (или) энергии расширения газа, механической и др. B системах добычи и сбора нефти Э. происходит при диспергировании нефти и воды в процессе работы глубинных насосов, в фонтанных и компрессорных скважинах - при выделении газа из нефти, усиливается действием природных эмульгаторов.         Искусств. Э. в нефтедобыче применяется при проведении процессов полимерно-мицеллярного заводнения, ингибирования коррозии нефтепромыслового и нефтепроводного оборудования, для получения Инвертных эмульсий и эмульсий минеральных масел (смазочно-охлаждающих жидкостей на водной основе). B период падающей добычи газа увеличение дебита скважины достигается за счёт выноса жидкости (минерализованной воды, углеводородного конденсата) путём образования эмульсий конденсата в воде ионогенными Поверхностно-активными веществами.

Горная энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия. Под редакцией Е. А. Козловского. 1984—1991.

Синонимы:
  • Эмульгатор
  • Энаргит

Смотреть что такое "Эмульгирование" в других словарях:

  • эмульгирование — эмульгация, диспергирование Словарь русских синонимов. эмульгирование сущ., кол во синонимов: 3 • диспергирование (5) • …   Словарь синонимов

  • ЭМУЛЬГИРОВАНИЕ — процесс получения эмульсий. Осуществляется диспергированием одной жидкости в другой (напр., механическим перемешиванием) или конденсацией, т. е. выделением капельно жидкой фазы из пересыщенных паров, растворов или расплавов …   Большой Энциклопедический словарь

  • эмульгирование — Диспергирование одной жидкости в другой, не смешивающейся с первой. [ГОСТ Р 51109 97] Тематики промышленная чистота …   Справочник технического переводчика

  • ЭМУЛЬГИРОВАНИЕ — [emulsification] процесс получения устойчивых высокодисперсных эмульсий. Для эмульгирования используют два основных метода диспергирование и конденсацию. Механическое диспергирование одной жидкости в другую достигается перемешиванием мешалками,… …   Металлургический словарь

  • эмульгирование — я; ср. [от лат. emulgere доить] к Эмульгировать и Эмульгироваться. * * * эмульгирование процесс получения эмульсий. Осуществляется диспергированием одной жидкости в другой (например, механическим перемешиванием) или конденсацией, то есть… …   Энциклопедический словарь

  • Эмульгирование — [emulsification] (от латинского emulgeo выдаивать) процесс получения устойчивых высокодисперсных эмульсий. Для эмульгирования используются два основных метода диспергирование и конденсацию. Механическое диспергированияодной жидкости в другую… …   Энциклопедический словарь по металлургии

  • эмульгирование — emulsavimas statusas T sritis chemija apibrėžtis Emulsijos gavimas. atitikmenys: angl. emulsification rus. эмульгация; эмульгирование …   Chemijos terminų aiškinamasis žodynas

  • эмульгирование — 5.13 эмульгирование: Диспергирование одной жидкости в другой, не смешивающейся с первой. Источник: ГОСТ Р 51109 97: Промышленная чистота. Термины и определения оригинал документа …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Эмульгирование —         получение устойчивых эмульсий (См. Эмульсии). В промышленности Э. чаще всего осуществляют механическим перемешиванием ингредиентов эмульсии в различного типа смесителях: гомогенизаторах, коллоидных мельницах. Применяют также акустическую… …   Большая советская энциклопедия

  • Эмульгирование — I ср. 1. процесс действия по несов. гл. эмульгировать I 2. Результат такого действия; образование эмульсии [эмульсия I 1.]; эмульсирование I 2.. II ср. 1. процесс действия по несов. гл. эмульгировать II, эмульгироваться II 2. Результат такого… …   Современный толковый словарь русского языка Ефремовой

dic.academic.ru

Нефтяные эмульсии и их свойства » СтудИзба

Скважинная продукция представляет собой смесь газа, нефти и воды. Вода и нефть при этом образуют эмульсии.

Эмульсией называется дисперсная система, состоящая из 2-х (или нескольких) жидких фаз, т.е. одна жидкость содержится в другой во взвешенном состоянии в виде огромного количества микроскопических капель (глобул).

Жидкость, в которой распределены глобулы, называются дисперсионной средой или внешней фазой.

Жидкость, которая распределена в дисперсионной среде, называется дисперсной или внутренней фазой.

Условием образования дисперсной системы является практически полная или частичная нерастворимость вещества дисперсной фазы в среде. Поэтому вещества, образующие различные фазы, должны сильно различаться по полярности. Наибольшее распространение получили эмульсии, в которых одной из фаз является вода. В этих случаях вторую фазу представляет неполярная (или малополярная) жидкость, называемая в общем случае маслом. В нашем случае – это нефть.

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 сферическую форму.

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.       (s=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.

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:

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

.

Таким образом дисперсность – это величина обратная диаметру капли : D~1/d, где d – диаметр капли.

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

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

F↑→d↓→D↑→S↑

По дисперсности нефтяные эмульсии подразделяются на:

Ø Мелкодисперсные –  dК = 0.2 – 20 мкм;

Ø Среднедисперсные - dК = 20   - 50  мкм;

Ø Грубодисперсные -   dК = 50 – 300 мкм.

Диапазон размера капель в нефтяных эмульсиях: 10-5 – 10-2см (0.1 – 100мкм), т.е. нефтяные эмульсии содержат капли всех трех размеров, т.е. нефтяные эмульсии - полидисперсны.

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 рН 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 (см. теорию по реологическим свойствам нефти):

, т.е. μЭ – кажущаяся вязкость, поэтому μЭ*= ƒ (μН, μВ, Т, W, D, pH, s, dv/dr).

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

Из анализа кривых рис.14. следует, что увеличение содержания воды в нефтяной эмульсии до определенного предела увеличивает кажущуюся вязкость μЭ* эмульсии, а, следовательно, и увеличивает энергетические затраты на перекачку такой эмульсии.

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

Обращение фаз нефтяных эмульсий имеет исключительно большое практическое значение. Эмульсия типа Н/В транспортируется при меньших энергетических затратах, чем эмульсия типа В/Н. Поэтому при транспортировании эмульсии выгодно, чтобы внешней фазой была вода, при этом трубопроводы должны быть защищены от коррозии. Кроме того, этот прием используется в процессе подготовки нефти для лучшей очистки ее от воды.

Для нефтей разных месторождений 0,5 < Wкр < 0,9. В большинстве случаев Wкр » 0,71. (Сравните, величина Cd = 74%).

Такой диапазон значений Wкр объясняется различием физико-химических свойств компонентов эмульсии и в первую очередь присутствием в этой эмульсии различных эмульгаторов – веществ, способствующих образованию эмульсии, стабилизирующих ее.

Вопрос о влиянии дисперсности эмульсии на ее вязкость чрезвычайно сложен и в объеме данной дисциплины его можно рассмотреть только на простейшем уровне и  показать, что при одной и той же обводненности W и одной и той же скорости сдвига dv/dr вязкость зависит от раздробленности дисперсной фазы. Если это так, то становится понятным наличие большого числа различных формул для зависимости вязкости от концентрации дисперсной фазы и разброс значений вязкости, который они дают применительно к одной и той же дисперсной системе.

В соответствии с кинетической теорией влияние дисперсности должно проявиться лишь тогда, когда расстояние между частицами (в понимании его как длины свободного пробега молекул в газе или клатратов, кластеров, ассоциатов в жидкости или капель, агломератов капель в эмульсии) окажется порядка размера частиц. Следовательно, явление можно наблюдать при высокой концентрации дисперсной фазы или при ее очень тонком измельчении.

Из рис.15 следует, что уменьшение размеров капель до некоторой величины не влияет на вязкость. После достижения порового значения (зависящего, в свою очередь, от объемной концентрации дисперсной фазы) дальнейшее уменьшение размера капель ведет к появлению и последующему усилению зависимости вязкости от размера капель.

Для оценки вязкости используются эмпирические уравнения. А.Эйнштейн предложил

следующую формулу:

где В – объемная доля воды в эмульсии.

Эта формула справедлива при низких концентрациях диспергированного вещества (воды).

Формула Тейлора:

.

Плотность эмульсии – величина почти аддитивная, поэтому рассчитывается относительно легко исходя из значений плотностей нефти и воды с учетом их процентного содержания:

 ,

где rЭ, rН, rВ – соответственно плотности эмульсии, нефти и воды;

g – массовая доля воды в эмульсии:

 ,

где go – массовая доля чистой воды в эмульсии;

Х – содержание растворенных солей в воде, % масс.

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

 , % масс.

Электрические свойства эмульсий. Нефть и вода в чистом виде – диэлектрики. Проводимость нефти 10-10 – 10-15 (Ом*см)-1, воды 10-7 – 10-8 (Ом*см)-1. Однако даже при незначительном содержании в воде растворенных солей или кислот электропроводность ее увеличивается в десятки раз. Поэтому электропроводность нефтяной эмульсии обусловливается не только количеством содержащейся воды и степенью ее дисперсности, но и количеством растворенных в этой воде солей и кислот.

Экспериментально установлено, что  в нефтяной эмульсии, помещенной в электрическое поле, диполи воды ориентируются вдоль его силовых линий. Это приводит к резкому увеличению электропроводности эмульсий.

Свойство капель воды в эмульсиях располагаться вдоль силовых линий электрического поля послужило основой использования электрических полей для разрушения эмульсий типа В/Н в процессе подготовки нефтей.

5. Важным показателем для нефтяных эмульсий является их устойчивость, т.е. способность в течение определенного времени не разделяться на нефть и воду.

Проблема устойчивости – это проблема «жизни и смерти» дисперсной системы.

Устойчивость дисперсной системы характеризуется неизменностью во времени ее основных параметров: дисперсности и равновесного распределения дисперсной фазы в среде.

Диспергирование в системе нефть-вода совершается за счет внешней работы. Системы не диспергирующиеся самопроизвольно называются лиофобными коллоидами.

Свободная энергия системы в процессе диспергирования увеличивается (ΔF>0, ΔF=ΔU-TΔS>0), система характеризуется высокими значениями σ на межфазной границе.

Избыток свободной энергии делает такие системы термодинамически неустойчивыми. Для них характерны самопроизвольные процессы, снижающие этот избыток.

При рассмотрении устойчивости нефтяных эмульсий (как и устойчивости любых дисперсных систем) следует разграничивать два вида устойчивости: кинетическую (седиментационную) и агрегативную.

Ø Седиментационной называется устойчивость дисперсной фазы по отношению к силе тяжести, т.е. это способность системы противостоять оседанию или всплыванию частиц (глобул) дисперсной фазы под действием сил тяжести.

Для разбавленных систем кинетическая устойчивость может оцениваться, как величина обратная скорости оседания (или всплывания) частиц дисперсной фазы:

,                                  (8)

где Wr – скорость оседания частиц дисперсной фазы;

r – радиус частиц;

ρB-ρH – разность плотностей дисперсной фазы и дисперсионной среды, кг/м3;

ν – кинематическая вязкость, м2/с;

g - ускорение свободного падения, м/с2.

Из уравнения следует, что чем выше вязкость дисперсионной среды, меньше разность плотностей эмульгируемых сред и радиус глобул воды (частиц дисперсной фазы), тем выше кинетическая устойчивость эмульсий.

Подчеркнем связь устойчивости с дисперсностью:

d↓→D↑→S↑→KY↑

Таким образом, высокодисперсные системы кинетически устойчивы (для них характерно установление седиментационно-диффузионного равновесия), а грубодисперсные системы разрушаются (разделяются на нефть и воду) вследствие оседания (или всплытия) частиц дисперсной фазы.

Ø Агрегативная устойчивость – это способность системы к сохранению дисперсности и индивидуальности частиц дисперсной фазы.

Если частицы дисперсной фазы (глобулы воды) при столкновении друг с другом или границей раздела фаз слипаются под действием сил молекулярного притяжения (т.е. ван-дер-ваальсовых сил), образуя, более крупные агрегаты, такой процесс называется коагуляцией.

В таких агрегатах частицы еще сохраняются как таковые какое-то время, затем самопроизвольно сливаются с уменьшением поверхности раздела фаз: d↑→D↓→S↓.

Следствием потери агрегативной устойчивости является потеря седиментационной (кинетической) устойчивости: d↑→D↓→S↓→КУ↓.

В процессе подготовки продукции нефтяных скважин к расслоению должна быть максимально снижена агрегативная и кинетическая устойчивость газоводонефтяных эмульсий.

Некоторые нефтяные эмульсии обладают чрезвычайно высокой устойчивостью и могут существовать долго.

Почему же, несмотря на термодинамическую неустойчивость (ΔF>0), нефтяные эмульсии (как и многие другие лиофобные коллоидные системы) оказываются устойчивыми кинетически, не изменяясь заметно в течение длительного времени?

Наблюдаемая долговечность таких систем свидетельствует о том, что наряду с ван-дер-ваальсовскими силами притяжения между частицами существуют и силы отталкивания или эффекты, препятствующие  притяжению.

 Физико-химические свойства природных эмульгаторов. Для образования эмульсий недостаточно только перемешивания двух несмешивающихся жидкостей. Действительно, при интенсивном встряхивании бензола или растительного масла с водой, эмульсия существует лишь во время встряхивания или в момент его окончания, после чего сразу же начинается коалесценция, быстро приводящая к разделению системы на два жидких слоя. Длительное существование эмульсий обеспечивается лишь в условиях стабилизации за счет образования адсорбционно-сольватного слоя на межфазной границе.

Ø 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: это 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, тем выше стойкость эмульсии.

Т.к. неустойчивость эмульсий связана прежде всего с избытком межфазной свободной энергии, то эмульгаторами должны быть вещества, снижающие σ на границе раздела фаз ( ). Такие вещества называются поверхностно-активными (ПАВ).

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

Адсорбционные слои структурируются вследствие ориентации (взаимодействия) молекул и боковой когезии (т.е. в результате притяжения диполей полярных групп соседних молекул, образования водородных связей или гидрофобного взаимодействия неполярных групп). Такие адсорбционные слои обладают определенными структурно-механическими свойствами: высокой вязкостью и прочностью.

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.

Строение ПАВ. Молекулы ПАВ имеют характерную особенность строения – дифильность, т.е. имеют полярную, гидрофильную часть или группу (-СООН, -ОН и др.) и неполярную часть, например углеводородные радикалы.

Это изображается следующим образом:

 

полярная часть     неполярная часть

Благодаря такому дифильному строению, молекулы эмульгатора концентрируются на поверхности раздела фаз, определенным образом ориентируются – полярной группой в сторону воды, а неполярной – к нефти, и создают структуру – механический барьер, защищающий капли воды от слияния при столкновениях (рис.16).

Таким образом, стабилизирующее действие эмульгатора заключается:

1)           в снижении σ на межфазной границе;

2)           в образовании структурно-механического барьера.

Обобщая влияние рассмотренных двух факторов, дисперсности и природных эмульгаторов, на устойчивость нефтяных эмульсий, следует отметить, термодинамически  неустойчивая, в силу избытка поверхностной энергии, система может самопроизвольно перейти в устойчивое состояние двумя путями:

F  = s * S,  отсюда                        

F¯ за счет S¯ или  s¯,

S уменьшается - при потере устойчивости за счет снижения дисперсности D¯,

 s уменьшается - за счет адсорбции эмульгаторов.

Т.е. эмульгаторы, снижая поверхностное натяжение, придают системе некоторую кинетическую устойчивость.

Для всех практических целей важно знать тип образующейся эмульсии: Н/В или В/Н. В концентрированных системах тип эмульсии определяется (гидрофильно-гидрофобным балансом) эмульгатором: если эмульгатор гидрофильное вещество – получается прямая эмульсия: Н/В; если эмульгатор гидрофобное вещество – получается обратная эмульсия: В/Н, вне зависимости от класса эмульгатора.

 Несомненно, что после диспергирования сравнимых между собой объемов нефти и воды в первый момент существуют капли и воды и нефти. Затем капли одного типа, менее устойчивые, коалесцируют, образуя дисперсионную среду, а более устойчивые выживают и становятся дисперсной фазой. Устойчивость обеспечивается в том случае, если защитный барьер расположен вне капли, в дисперсионной среде, а не внутри капли.

При смене типа эмульгатора, например в результате добавления электролита, может произойти обращение фаз эмульсии.

Таким образом, если управлять прочностью адсорбционных слоев, изменяя рН, концентрацию ионов, вводя ПАВ и т.д., то можно, следовательно, воздействовать и на устойчивость дисперсной системы.

Интересно отметить, что сравнительные исследования эмульгаторов промысловых водонефтяных эмульсий показали, что:

Ø     даже близкие по характеристикам нефти могут значительно отличаться по составу эмульгаторов;

Ø     эмульсионные пробы нефтей, отобранные в разное время и из различных точек системы сбора одного и того же месторождения могут значительно отличаться по устойчивости и составу эмульгаторов.

 Электрический заряд на поверхности частицы. В водной среде вокруг глобул создается двойной электрический слой, который подобно адсорбционным оболочкам, защищает частицы дисперсной фазы от слипания (рис.17).

Частицы дисперсной фазы одинакового состава заряжены одноименно и поэтому они электростатически должны отталкиваться.

 Температура. При повышении температуры вязкость системы снижается Т­®n¯ и, согласно формуле (1),  КУ¯ (D¯). Объяснить это можно тем, что при повышении температуры в менее вязкой 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.

Поэтому увеличение частоты столкновений, при возрастающей их эффективности, приводит к ускорению коалесценции капель и снижению агрегативной устойчивости.

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

Однако нужно отметить две особенности:

1.    Это влияние косвенное, через образование химических соединений с полярными компонентами нефти. Например, нафтеновые кислоты нефтей, обладающие высокими поверхностноактивными свойствами, могут взаимодействовать с ионами , , , 3+ и , находящимися в пластовых водах. При этом нафтенаты К и Na способствуют образованию эмульсий типа Н/В, так как хорошо растворимы в воде, и снижают устойчивость эмульсий типа В/Н, стабилизированной САВ. Mg-, Fe- и Al – соли нафтеновых кислот, в отличие от Na и К солей, обладают большей растворимостью в нефтяной фазе и сами по себе способны стабилизировать эмульсию обратного типа В/Н. Но в сочетании со смолисто-асфальтеновым природным эмульгатором ослабляют его действие, вероятно, за счет снижения сил межмолекулярного взаимодействия молекул смолисто-асфальтеновых веществ между собой.

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

Для многих нефтей повышение минерализации ведет к увеличению устойчивости эмульсии.

Влияние рН. Обобщение данных показывает, что при кислой и нейтральной реакциях воды (рН£7) адсорбционные слои на глобулах воды жесткие, твердообразные и, соответственно, устойчивые эмульсии типа В/Н, в щелочной среде (рН>7) формируются жидкообразные пленки, т.е. устойчивость эмульсии снижается.

При дальнейшем увеличении рН (до сильнощелочной среды) наблюдается резкое снижение межфазного натяжения s и образование эмульсии прямого типа (Н/В).

При изменении рН водной фазы возможно выпадение солей, в частности и , которые сами могут являться стабилизаторами (эмульгаторами) эмульсий прямого или обратного типа.

Таким образом, рН эмульгированной воды влияет на реологические свойства бронирующих оболочек: чем выше рН, тем ниже устойчивость.

 Другие факторы.

Наиболее стойкие эмульсии образуют высоковязкие нефти: повышенная вязкость дисперсионной среды препятствует столкновению глобул воды и их укрупнению.

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 трубопроводе.

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

Адсорбция эмульгаторов на поверхности раздела фаз, формирование защитного слоя, всегда протекает во времени, (т.е. требуется определенное время). Поэтому эмульсия В/Н со временем становится более устойчивой, 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 легче ее разрушить.

studizba.com

Что значит Нефтепродукты эмульгированные? Нефтепродукты эмульгированные

Конституционное право России → Юридический словарь → Слова на букву «Н» юридического словаря → Что означает термин Нефтепродукты эмульгированные в юридическом словаре?

Эмульгированные нефтепродукты - нефтепродукты, находящиеся в водной толще в виде эмульсии (размер частиц более 0,45 нм)

Источник: "Методика определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах" (утв. Минтопэнерго России 01.11.1995)

Самые просматриваемые слова

  1. Стратегическое предприятие (организация)

  2. Выпуск продукции в обращение

  3. Сети инженерно-технического обеспечения

  4. Аварийная ситуация на воздушном судне

  5. Легитимность документа

  6. Суммарная поэтажная площадь

  7. Автомобильные дороги общего пользования

  8. Мобилизационное задание

  9. Извещение о вводе налоговой декларации (расчета) в электронном виде

  10. Дорожное хозяйство

  11. Адресная справка

  12. Криптосредство

  13. Промышленный объект

  14. Запрос межведомственный

  15. Информационные машины и оборудование

  16. Производственная деятельность

  17. Производственный инвентарь

  18. Постижерные работы

  19. Военнослужащие

  20. Спуск руководящий ж/д пути

Ссылки на определение понятия «Нефтепродукты эмульгированные»:

HTML-код ссылки на слово для сайтов и блогов Значение слова Нефтепродукты эмульгированные
BB-код ссылки на слово для форумов [url=http://constitutum.ru/dictionary/13909/]Определение понятия «Нефтепродукты эмульгированные»[/url]
Прямая ссылка на слово для социальных сетей и электронной почты http://constitutum.ru/dictionary/13909/

Уважаемые пользователи сайта. На данной странице вы найдете определение понятия «Нефтепродукты эмульгированные». Полученная информация поможет вам понять, что такое Нефтепродукты эмульгированные. Если по вашему мнению определение термина «Нефтепродукты эмульгированные» ошибочно или не обладает достаточной полнотой, то рекомендуем вам предложить свою редакцию этого слова.

Для вашего удобства мы оптимизируем эту страницу не только по правильному запросу «Нефтепродукты эмульгированные», но и по ошибочному запросу «». Такие ошибки иногда происходят, когда пользователи забывают сменить раскладку клавиатуры при вводе слова в строку поиска.

Описание страницы: На данной странице представлено определение понятия «Нефтепродукты эмульгированные»

Ключевые слова страницы: Нефтепродукты эмульгированные, это, определение, понятие, термин, дефиниция, что значит, что означает, слово, значение

www.constitutum.ru

Способ удаления эмульгированной нефти из воды, подающей нефть из нефтяного месторождения

 

Одним аспектом изобретения является способ удаления эмульгированной нефти из подающей воды нефтяного месторождения. В соответствии с заявленным способом нефтьсодержащая вода обрабатывается эффективным количеством дисперсии водорастворимого катионного полимера. Дисперсию получают полимеразицией смеси водорастворимых мономеров, содержащей по меньшей мере 5 мол.% катионного мономера и по меньшей мере 5 мол.% (мет)акриламида в водном растворе неорганической соли, имеющей многовалентный анион. При этом указанную полимеризацию проводят в присутствии полимера-диспергатора, указанный полимер-диспергатор представляет собой водорастворимый катионный полимер, который растворим в указанном водном растворе неорганической соли и который содержит по меньшей мере 20 мол.% катионного мономера, отличного от мономера из смеси мономеров. 5 з.п.ф-лы, 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к способам удаления остаточной нефти из воды, подающей нефть из нефтяного месторождения, и более точно изобретение относится к способу удаления остаточной нефти из воды, подающей нефть из нефтяного месторождения, который использует водорастворимые полимеры, диспергированные в концентрированной солевой среде.

Так как разрабатываемые нефтяные пласты стареют и истощаются, одним способом увеличения добычи нефтяной продукции является поддержание давления в пласте впрыском воды или пара в пласт. Вода или пар подает нефть из пласта к поверхности. Этот способ поддержания уровня добычи называется вторичной добычей нефти. Вторичная добыча является одним из наиболее распространенных способов добычи нефти. В процессе вторичной добычи нефти подающие нефть жидкости включают в себя впрыскиваемую воду, эмульгированную нефтью. Для того, чтобы нефть было продана, она должна быть сначала отделена от воды. Процесс отделения нефти является, однако, не вполне эффективным. Некоторое количество (200 10000 частей на тысячу) нефти остается эмульгированной в подающей воде. Она является сбросовой водой, которая представляет интерес. Таким образом, подающая нефть вода должна быть обработана для удаления остаточной нефти перед сбросом. Эмульгированная нефть в подающей воде обычно содержится в пределах от нескольких сотен до десятков тысяч частей на тысячу. Это является определяющим для этой остаточной нефти не только с экономической точки зрения продажи нефти, но также с токи зрения экологии. Агентство по защите окружающей среды США предъявляет высокие требования к содержанию общей нефти и смазочных масел (TOG) в воде, которая сбрасывается в водопроводную питьевую сеть или в открытые водоемы. В дополнение к правительственным правилам остаточная нефть должна быть удалена для того, чтобы поддержать в чистоте источник воды или пара для повторной инжекции в подземный пласт. Невозможность сделать это приводит к возможному закупориванию пласта и снижению производительности. Одним из наиболее эффективных способов удаления эмульгированной нефти является использование химических средств. Исторически сухие полимеры, растворы полимеров, обратимые эмульсионные латексы и ионы металлов используются для обработки подающей воды. Каждый материал имеет свои собственные преимущества и недостатки. В то время как сухие полимеры являются эффективными, будучи чрезвычайно концентрированными, поэтому, снижая стоимость перевозки, оборудование для растворения полимеров является дорогостоящим и не используется на нефтяных месторождениях. Латексные полимеры также имеют недостатки, но используются довольно часто. Латексные полимерные препараты включают в себя 30 35% твердой компоненты, диспергированной в нефти. Латексный полимер должен быть также преобразован перед использованием. Подобно случаю с сухими полимерами оборудование на нефтяных месторождениях для предварительного преобразования отсутствует, т. о. усиливая прямую подачу полимера в систему. Многочисленные проблемы, связанные с этим способом подачи, заставляют многих потребителей избегать латексных полимеров. К тому же латексы обычно имеют очень узкий интервал переработки, часто приводят к переработке при более высоких дозах. Хотя растворные полимеры не требуют предварительной подготовки, процент твердой компоненты и молекулярная масса несколько ограничены благодаря природе материала. Эти материалы часто используются для разрушения обратимых эмульсий, но они являются неспособными флокулировать диспергированную нефть, таким образом, требуется другое химическое средство для выполнения этого. Ионы металлов, такие как Fe3+, Zn2+, Al3+ и т.д. давно используются для разрушения обратимых эмульсий, но недавние правительственные требования ограничили их уровни в сбрасываемых парах. Несмотря на их эффективность для разрушения обратимых эмульсий, для флокулирования нефти также требуется другое химическое средство. Водорастворимые диспергированные полимеры предмет изобретения предлагают многие решения этих проблем и представляют новый способ обработки сбросовых подающих нефть вод из нефтяных месторождений. С целью решения этих проблем изобретение предлагает способ удаления эмульгированной нефти из подающей нефть воды из нефтяных месторождений, способ, отличающийся стадией обработки нефтьсодержащей воды эффективным количеством дисперсии водорастворимого катионного полимера, причем указанная дисперсия водорастворимого катионного полимера получается полимеризацией смеси водорастворимого мономера, содержащего не менее 5 мол% катионного мономера, представленного общей формулой I, и не менее 5 мол. акриламида или метакриламида в водном растворе поливалентной анионной соли, причем указанная полимеризация выполняется в присутствии полимера диспергатора, причем указанный диспергатор является водорастворимым катионным полимером, который растворяется в указанном водном растворе поливалентной анионной соли и который содержит не менее 20 мол. единиц катионного мономера, представленного общей формулой II: где R1 и R4 H или Ch4 каждый; R2, R3, R5 и R6 каждый является алкильной группой, имеющей 1 2 углеродных атома; R7 H или алкильная группа, имеющая 1 2 углеродных атома; каждый A1 и A2 O или NH; каждый B1 и B2 2 4 углеродных атома или гидроксипропильная группа; каждый X1 и X2 противоанион. Дальнейший аспект изобретения заключается в том, что полимеризация далее выполняется в присутствии зародышеобразующего полимера. Зародышеобразующий полимер является водорастворимым полимером, который не растворяется в водном растворе поливалентной анионной соли. Зародышеобразующий полимер также содержит не менее 5 мол. единиц катионного мономера, представленного общей формулой I. В соответствии с одним предпочтительным вариантом осуществления изобретения смесь водорастворимого мономера содержит не менее 5 мол. катионного мономера, представленного общей формулой II. Мультивалентная анионная соль предпочтительно содержит фосфат, сульфат или их смесь. На фиг. 1 представлены обобщенные данные оценки латексных полимеров и дисперсии водорастворимого полимера, используемого в изобретении; на фиг. 2 представлены обобщенные диаграммные данные сравнительной оценки латексного полимера с дисперсией водорастворимого полимера, используемого в изобретении. Описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения. Изобретение представляет лучший способ удаления эмульгированной нефти из подающей нефть воды из месторождения. Был разработан новый класс водорастворимых дисперсионных полимеров, более эффективных для удаления эмульгированной нефти из подающих вод, чем прямая химическая обработка. Как будет рассмотрено более подробно ниже, полимерная дисперсия получается в водном растворе поливалентной анионной соли. Для этого применения используется полимерная дисперсия с достигнутыми размерами микрочастиц и водорастворимостью, не обеспечиваемой другими полимерами. Полимерная дисперсия, используемая в изобретении, показывает в примерах в 2 раза больше удаленной эмульгированной нефти из подающей отработанной воды, чем непосредственно проводимая химическая обработка. Кроме того, исчезает проблема формированной подачи полимерной дисперсии, которая является недостатком латексных полимеров. В соответствии со способом предметом изобретения полимеры изобретения добавляются к воде, подающей нефть нефтяного месторождения. Полимеры добавляются в эффективном количестве от 0,5 до примерно 100 частей на тысячу. Более предпочтительно содержание полимера в подающей воде составляет от 2 до примерно 40 частей на тысячу и наиболее предпочтительно от примерно 4 до примерно 20 частей на тысячу. Необходимо отметить однако, что не наблюдалось максимальное значение содержания полимера, при котором полимер отрицательно влияет на систему. Замечено, что при несколько более высоком содержании полимера устанавливается положительный эффект, и с учетом стоимости такие более высокие концентрации, вероятно, выше примерно 100 частей на тысячу, не являются экономически эффективными. Полимеры предмет изобретения предпочтительно добавляются к системе в чистом виде. Однако в некоторых случаях полимеры могут быть добавлены в виде водного раствора. Когда полимеры предмет изобретения добавляются к подающей воде, обработанная подающая вода естественно перемешивается, когда она двигается через систему очистки. Полимеры предмет изобретения заставляют эмульгированную нефть отделиться от воды и всплыть на поверхность воды в виде хлопьев. Хлопья затем удаляются с поверхности воды и добавляются к нефтяной продукции. Обработанная вода теперь может быть слита либо в реку, либо в океан, или повторно вспрыснута в пласт для подачи нефти к поверхности. Предпочтительные полимеры изобретения изготовляются фирмой Hymo Corporation, Япония. Предпочтительные полимерные препараты получаются от Hymo Corporation под торговыми марками DR-2570, DR-3000, DR-4000. Способы изготовления полимерной дисперсии, используемой в изобретении, описываются подробно в патентах США NN 5006590 и 4929655, переуступленных фирмой Kyoritsu Yuki Co. Ltd, Токио, Япония. Содержание этих двух патентов приводится здесь. Согласно изобретению полимерная дисперсия, используемая для обработки воды, получается из смеси водорастворимого мономера, содержащей не менее 5 мол. катионного мономера, представленного общей формулой (I): где R1 H или Ch4; каждый R2 и R3 алкильная группа, имеющая 1 2 углеродных атома; A1 атом O или NH; B1 алкильная группа, имеющая 2 4 углеродных атома, или гидроксильная группа; X1 противоанион. Вышеуказанная смесь водородрастворимого мономера растворяется в водном растворе поливалентной анионной соли. Полимер, получаемый из мономерной смеси, является, однако, нерастворимым в водном растворе поливалентной анионной соли. Полимер из мономерной смеси может также быть использован в качестве зародышеобразующего полимера. Зародышеобразующий полимер описывается подробно ниже. Вышеуказанный катионный мономер, представленный общей формулой (I), предпочтительно является четвертичной аммониевой солью, получаемой реакцией бензилхлорила и диметиламиноэтилакрилата, диэтиламиноэтилакрилата, диметиламиногидроксипропилакрилата, диметиламинопропилакриламида, диметиламиноэтилметакрилата, диметиламинопропилметакриламида. Мономеры, предпочтительно сополимеризуемые с катионным мономером, представленным общей формулой (I), включают в себя акриламид, метакриламид и катионные мономеры, представленные общей формулой (II): где R4 H и Ch4; каждый R5 и R6 алкильная группа, имеющая 1 2 углеродных атома; R7 H или алкильная группа, имеющая 1 2 углеродных атома; A2 O или NH; B2 алкильная группа, имеющая 2 4 углеродных атома, или гидроксилпропильная группа; X2 противоанион. Предпочтительные мономеры, представленные общей формулой (II), включают в себя аммониевые соли диметиламиноэтилакрилата, диэтиламиноэтилакрилата, диметиламинопропиламида, диэтиламинопропилакриламида и диметилгидроксипропилакрилата, диметиламиноэтилметакрилата, диэтиламиноэтилметакрилата, диметиламинопропилметакриламида, диэтиламинопропилметакриламида и диметилгидроксипропилметакрилата, а также метилированные и этилированные четвертичные соли. Среди более предпочтительных катионных мономеров, представленных общей формулой (II), находятся соли и метилированные четвертичные соли диалкиламиноэтилакрилата и диалкиламиноэтилметакрилата. Концентрация вышеуказанных мономеров в полимеризационной смеси соответственно находится в пределах от 5 до 3 мас. Поливалентная анионная соль, которая должна быть введена в водный раствор в соответствии с настоящим изобретением, является приемлемо сульфатом, фосфатом или их смесью. Предпочтительные соли включают в себя сульфат аммония, сульфат натрия, сульфат алюминия, кислый фосфат аммония, кислый фосфат натрия и кислый фосфат калия. В настоящем изобретении эти соли могут быть каждая использована в виде водного раствора соли, имеющего концентрацию 15% или более. Полимер диспергатор присутствует в водном растворе анионной соли, в котором имеет место полимеризация вышеуказанных мономеров. Полимером - диспергатором является водорастворимый высокомолекулярный катионный полимер. Полимер диспергатор предпочтительно используется в количестве от 1 до 10 мас. по отношению к общей массе мономеров. Полимер диспергатор содержит 20 моль. или более единиц катионного мономера, представленного общей формулой (II). Предпочтительно остальное мольное О-ное содержание составляет акриламид или метакриламид. Характеристики диспергатора не являются заметно зависимыми от молекулярной массы. Однако молекулярная масса диспергатора предпочтительно находится в пределах от 10000 до 10000000. В соответствии с одним вариантом осуществления изобретения в полимеризационной системе сосуществует мультипликационный спирт, такой как глицерин или полиэтиленгликоль. В присутствии этих спиртов происходит плавное отложение микрочастиц. Для полимеризации может быть использован обычный водорастворимый радикал образующий агент, но предпочтительно используются водорастворимые изосоединения, такие как 2,2'-азобис(2-амидинопропан)гидрохлорид и 2,2'-азобис(N, N'-диметиленизобутиламин)гидрохлорид. В соответствии с одним вариантом осуществления изобретения зародышеобразующий полимер добавляется перед началом полимеризации вышеуказанных мономеров с целью получения микродисперсии. Зародышеобразующим полимером является водорастворимый катионный полимер, нерастворимый в водном растворе поливалентной анионной соли. Зародышеобразующим полимером является предпочтительно полимер, полученный из вышеуказанной мономерной смеси способом, описанным здесь. Тем не менее мономерная композиция зародышеобразующего полимера должна быть всегда эквивалентной композиции водорастворимого катионного полимера, образованного в процессе полимеризации. Однако подобно водорастворимому полимеру, полученному в процессе полимеризации, зародышеобразующий полимер должен содержать не менее 5 мол. единиц катионного мономера, представленного общей формулой (I). В соответствии с одним вариантом осуществления изобретения зародышеобразующим полимером, используемым в одной полимеризационной реакции, является водорастворимый полимер, полученный в предыдущей реакции, в которой использована та же мономерная смесь. Следующие примеры представлены для описания предпочтительных вариантов осуществления изобретения и преимуществ изобретения и не ограничивают изобретения, если это не определено в формуле изобретения, приводимой здесь. Пример 1. Очищающая способность полимеров предмета изобретения и препаратов латексных полимеров альтернативно оценивалась встряхиванием и визуальным сравнением прозрачности воды нескольких серий перемешивания. Было собрано от 7,5 л до примерно 23 л воды из нефтяного месторождения. 180 мл чистые стеклянные бутылки были наполнены 100 мл воды и перевернуты несколько раз для покрытия воды в бутылках эмульгированной нефтью. Очищающие препараты были добавлены в отдельные бутылки в виде 1%-ного водного раствора. Сравниваемыми очищающими препаратами были NALCO 3374 и NALCO 3390 фирмы Nalco Chemical Company, Напервиль, Иллинойс, и DR-3000, DR-2570 и DR-4000 фирмы Hymo Corporation, Япония. Препараты NALCO 3374 и NALCO 3390 являются латексными полимерными препаратами, которые обычно используются на нефтяных месторождениях для этой цели. Препараты DR-3000, DR-2570 и DR-4000 являются торговыми препаратами дисперсии водорастворимого катионного полимера, используемого в изобретении. Бутылки были укупорены, пронумерованы и перемешаны. Перемешивание предназначалось для выравнивания условий системы водоочистки. Перемешивание было выполнено сериями с наблюдением и оценкой после каждой серии наблюдения, такие как прозрачность воды, неразрушенная эмульсия, диспергированные капли нефти и относительное качество нефти в воде были оценены цифровыми балами от 1 до 10, причем 10 наивысший показатель. Конечная концентрация препарата для обработки в отработанной воде составила 20 частей на тысячу. После нескольких серий перемешивания, выполненных в быстрой последовательности, чтобы избежать охлаждения и старения эмульсии, были записаны прозрачность воды, размер и устойчивость хлопьев, относительная прозрачность воды. В таблице суммированы собранные данные. Как показано в таблице, дисперсия катионных водорастворимых полимеров, используемых в изобретении, была значительно лучше, чем латексные полимерные препараты, непосредственно продающиеся для этого применения. Пример 2. 2 л подающей воды из нефтяного месторождения были загружены в смесительный чан. Затем туда был установлен миксер типа Wemco. Миксер смешивает и диспергирует воздух в подающей воде. К каждому образцу подающей воды была добавлена доза обрабатываемого препарата в виде 1%-ного водного раствора. Содержание препарата в образцах составляло от 2,8 до 20 частей на тысячу. В качестве химических обрабатывающих агентов были использованы NALCO 3390, DR-3000, DR-2570 и DR-4000. Каждый образец был взболтан в течение 1 мин со скоростью 1800 об/мин. После взбалтывания образцов они были оставлены стоять для того, чтобы вышли пузырьки растворенного воздуха. На поверхности каждого образца была флокулирована нефть. 40 мл обработанной воды было отобрано из-под поверхности каждого образца. 40 мл обработанной воды было экстрагировано 20 мл фреона-113 фирмы Fisher Scieneific Corporation. Полученный экстракт был отфильтрован через ватманскую фильтровальную бумагу N 541. Отфильтрованный экстракт был помещен в кварцевую кювету ИК-спектрофотометра типа Miran с фиксированной длиной волны (длина волны 2874 см-1). Была получена оптическая плотность фильтровального экстракта. Оптическая плотность была сравнена с тарировочной кривой для определения количества остаточной эмульгированной нефти, остающейся в образце воды. Для получения тарировочной кривой, которая была получена до эксперимента, брались известные количества нефти в воде и определялась ИК-оптическая плотность. Полученные данные суммированы на фиг. 1. Как показано на фиг. 1, на всех дозировочных уровнях дисперсионные полимеры, используемые в изобретении, были лучше латексных препаратов, непосредственно используемых для этого применения. Кроме того, фиг. 1 показывает, что при концентрации 20 частей на тысячу латексный полимерный препарат перенасыщает систему. Это обусловливает снижение прозрачности подающей воды. Пример 3. Методика примера 3 была идентична примеру 1, за исключением того, чтобы были использованы различные дозировки химических обрабатывающих агентов. Данные, полученные в примере 3, суммированы на фиг. 2. Как показано на фиг. 2, все полимеры, используемые в изобретении, в основном превосходят латексный полимер, непосредственно используемый для этого применения. Могут быть внесены изменения в композицию, процесс и последовательность способа настоящего изобретения, описанного здесь, без отступления от духа и объема изобретения, как определено формулой изобретения. На фиг. 1 представлены результаты испытаний дисперсионных полимеров (диаграммная зависимость содержания остаточной нефти (частей на тысячу) от содержания химического препарата (частей на тысячу), где 1 NALCO 3390, 2 - DR 2570, 3 DR 3000, 4 DR 4000. Контрольный образец без препарата. На фиг. 2 представлены результаты испытаний дисперсионных полимеров (диаграммная зависимость визуальной оценки прозрачности воды (баллы) от содержания химического препарата (частей на тысячу), где 1 NALCO 3390, 2 - DR 2570, 3 DR 3000, 4 DR 4000.

Формула изобретения

1. Способ удаления эмульгированной нефти из воды, подающей нефть из нефтяного месторождения, путем подачи в смесь полимера, отличающийся тем, что проводят обработку нефтьсодержащей воды эффективным количеством дисперсии водорастворимого катионного полимера, причем дисперсию водорастворимого катионного полимера получают полимеризацией смеси водорастворимых мономеров, содержащей по меньшей мере 5 мол. катионного мономера, представленного общей формулой I и по меньшей мере 5 мол. акриламида или метакриламида в водном растворе неорганической соли, имеющей многовалентный анион, при этом указанную полимеризацию проводят в присутствии полимера-диспергатор представляет собой водорастворимый катионный полимер, который растворим в указанном водном растворе неорганической соли и который содержит по меньшей мере 20 мол. единиц катионного мономера общей формулы II где каждый из заместителей R1 и R4 представляет собой Н или СН3; каждый из заместителей R2, R3, R5 и R6 представляет собой алкильную группу, содержащую от 1 до 2 атомов углерода, заместитель R7 представляет собой атом водорода или алкильную группу, содержащую 1 2 атома углерода, каждый из фрагментов A1 и A2 представляет собой атом кислорода или NH; каждый из В1 и B2 представляет собой 2 4 атома углерода или гидроксипропильную группу и каждый Х1 и Х2 представляет собой противоанион, и где указанное эффективное количество дисперсии водорастворимого катионного полимера, добавляемого к нефтьсодержащей воде, составляет по меньшей мере 0,5 мас. ч. на 1000 мас.ч. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанную полимеризацию проводят также в присутствии зародышеобразующего полимера, причем указанный зародышеобразный полимер предятавляет собой водорастворимый катионный полимер, который нерастворим в указанном водном растворе неорганической соли и который содержит по меньшей мере 5 мол. единиц катионного мономера общей формулы I. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что смесь водорастворимых мономеров дополнительно содержит по меньшей мере 5 мол. катионного мономера общей формулы II. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что неорганическая соль содержит фосфат, сульфат или их смесь. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что эффективное количество дисперсии водорастворимого катионного полимера, добавляемое к нефтьсодержащей воде, составляет по меньшей мере 2 мас.ч. на 1000 мас.ч. 6. Способ по п.1, отличающийся тем, что эффективное количество дисперсии водорастворимого катионного полимера, добавляемое к нефтьсодержащей воде, составляет по меньшей мере 4 мас.ч. на 1000 мас.ч.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3

QB4A Государственная регистрация договора о распоряжении исключительным правом

Дата и номер государственной регистрации договора: 04.05.2010 № РД0064079

Вид договора: лицензионный

Лицо(а), предоставляющее(ие) право использования: НАЛКО КОМПАНИ, корпорация штата Делавэр (US)

Лицо, которому предоставлено право использования: Общество с ограниченной ответственностью "Компания Налко" (RU)

Условия договора: НИЛ, на срок до 29.10.2013 на территории РФ.

Дата публикации: 10.11.2011

www.findpatent.ru