Способ разрушения эмульсий типа вода в нефти. Эмульсия вода в нефти


эмульсия нефти в воде

В состав второй подгруппы (тонкие взвеси) — суспензии (например, суспензии глины в воде), эмульсии (нефть в воде), пены, а также бактерии (в том числе болезнетворные). Эти суспензии более устойчивы и трудноразделимы по сравнению с первой подгруппой.[ ...]

В лабораторных условиях были проведены эксперименты по определению оптимального числа Рейнольдса, при котором эффективность очистки сточных нефтесодержащих вод будет максимальной. Для этого была создана лабораторная установка, состоящая из насоса, дозирующего устройства, кольцевого стеклянного трубопровода, трубопровода для приготовления эмульсии нефти в воде и радиального стеклянного трубопровода с вертикальными отводами по длине. В качестве нефтепродукта брали подкрашенное дизельное топливо, так как при работе на нефтях внутренняя поверхность стеклянного трубопровода покрывается черной пленкой и видимость происходящих внутри трубопровода явлений пропадает.[ ...]

Если эмульсия “нефть в воде” стабилизирована поверхностно-активными веществами — мылами различного рода, то для разрушения эмульсии можно использовать кислотные затворы или электролиты с поливалентными ионами. При этом кислоты или поливалентные ионы электролита взаимодействуют с ионной группой эмульгатора (ПАВ) и образуют не растворимые в воде соединения. В тех случаях, когда эмульсия стабилизируется неионогенными поверхностно-активными веществами, производится их вытеснение из пленки, окружающей каплю нефти или нефтепродукта, и перевод в объем воды при помощи добавок в систему различных спиртов [14].[ ...]

Система “нефть в воде” стабилизируется гидрофильными продуктами типа водорастворимых поверхностно-активных веществ, различных мыл и других моющих средств, а дестабилизируется гидрофобными веществами, например смолами и асфальтенами. Большинство деэмульгаторов эмульсий типа “вода в нефти” являются эмульгаторами эмульсий “нефть в воде” [ 14].[ ...]

При вводе эмульсии “нефть в воде” в электролизер с электродами, через которые пропускают постоянный ток, капельки нефти и нефтепродуктов перемещаются к аноду, объединяются в крупные капли и пленки, удерживаемые на аноде. Для их удаления через определенные промежутки времени изменяют полярность электродов, и нефть всплывает на поверхность воды.[ ...]

Нефтепродукты, попав в воду, в основной массе находятся в грубодисперсном (капельном) состоянии и ввиду меньшей плотности легко выделяются на поверхность воды, образуя плавающую пленку или слой. Другая, меньшая, часть нефтепродуктов может оказаться в тонкодиспергированном состоянии, образуя эмульсию «нефть в воде».[ ...]

Интенсивность разделения эмульсии “нефть в воде” может быть значительно увеличена под действием центробежных сил в аппаратах типа “сепаратор”, в которых вращение эмульсии создается за счет вращающихся элементов конструкции — тарелок, или гидроциклонов, в которых вращение эмульсии осуществляется за счет тангенциального ввода потока в рабочий объем аппарата.[ ...]

Для интенсификации отстаивания к эмульсии “нефть в воде” добавляют реагенты, образующие студенистые хлопья, которые адсорбируют на своей поверхности нефть. Капли нефти в эмульсии заряжены отрицательно, поэтому добавка электроличов способствует коалесценции (слиянию) капель. Для этого обычно применяют технический сульфат алюминия вместе с карбонатом натрия или каустической содой. Кроме сульфата алюминия представлены и другие вещества: квасцы; алюминат натрия; сульфат трехвалентного железа [14].[ ...]

Основные затруднения возникают при очистке сточных вод от эмульгированной нефти и нефтепродуктов, и они тем больше, чем выше стойкость нефтяной эмульсии, которая определяется размером нефтяных частиц: чем они мельче, тем выше стойкость эмульсий нефти в воде. В этих случаях скорость всплывания нефтяных частиц очень мала, так как не происходит достаточного числа соударений этих частиц, сопровождающихся коалесценщтей. Кровле того, мельчайшие минеральные частицы из сточной воды адсорбируются на границе раздела фаз и образуют прочный защитный слой, препятствующий слиянию нефтяных частиц при их соударениях. Это и есть одна из причин повышения стойкости образующейся эмульсии при увеличении дисперсности капелек нефти и твердых частиц.[ ...]

Эффективность использования скрещенных полей для очистки нефтесодержащих сточных вод определяли путем сравнения кривых отстаивания искусственных эмульсий нефти в воде при различных параметрах электрического и магнитного полей. Следует отметить, что значение напряженности электрического тока ограничено, что связано с проявлением флотационного эффекта из-за электролиза воды.[ ...]

Высокомолекулярные соединения, смолы, асфальтены способствуют образованию стойкой эмульсии «нефть в воде». Эта эмульсия содержит 30— 0% стабилизированного планктона, органических остатков и бактериальной слизи («шоколадный мусс»). Эмульсия типа «шоколадный мусс» практически не поддается бактериальному разрушению.[ ...]

К гидрофобным эмульгаторам относятся асфальтены, кальциевые, магниевые, алюминиевые слои нафтеновых и других жирных кислот, сернистый свинец и др. Однако действие таких эмульгаторов в дальнейшем не рассматривается, так как при концентрациях нефти, которые встречаются в сточных водах, существование обратной эмульсии («вода в нефти») практически исключено (при содержании воды более 45% образуется эмульсия «нефть в воде»).[ ...]

ru-ecology.info

Способ разрушения эмульсий воды в нефти

 

427980

ОПИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕН ИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Со:оз Советских

Социалистииеских

Республик (б1) Зависимое от авт. свидетельства— (22) Заявлено 25.06.71 (21) 1678247/23-4 (51) М. Кл. С 10g 33/04 с присоединением заявки №вЂ”

Гасударственный комитет

Совета Министров СССР но делам иэооретеннй н открепили (32) Приоритет—

Опубликовано 15,05.74. Бюллетень ¹ 18

Дата опубликования описания 28.03.75 (53) УДК 665.622.43. .066.6 (088.8) (72) Авторы иаоб р етения

М. А . Ашимов, М. A. Мурсалова, С. H. Сулейманов и Л. М. Гусейнова (71) Заявитель

Сумгаитский филиал института нефтехимических процессов (54) СПОСОБ РАЗРУШЕНИЯ ЭМУЛЬСИЙ

ВОДЫ В НЕФТИ

Изобретение относится к области разрушения эм улысий воды в нефти и может быть исвтользо вано,в процессах обезвоживания и обессоливания нефти.

Известен способ разрушения эмульсий воды в нефти путем в ведения в качестве деэмульгатора солей ароматических сульфокислот.

К .недостаткам этого способа относится недостаточно,высокая степень биологической разлагаемости деэмульгатвра, что при водит к загрязнению сточных вод.

Для,предотвращения загрязнения сточных вод,по предлагаемому способу используются соли высокомолекуля рных .насыщенных карбоно вых сульфоки|слот, преимущественно натриевая или кальциевая с молекулярным весом

300 — 800 в виде ра створа в воде или нефтеп родукта соответственно.

Степень биологической разлагаемости солей,насыщенных карбоновых сульфокислот (сульфожирных кислот) составляет около 95P/p и выше.

Высокомолекулярные соли сульфожирных кислот (реагент СЖК) мотут быть получены в виде солей натрия или кальция путем сульфирования,высокомолекулярных жирных кислот С» и выше с последующей нейтрализацией раствором кальци ниуованной соды или известковым молоком..

При этом натриевая соль сульфожирных кислот растворима в воде, а кальциевая соль— в нефтепродуктах. Реагент используется для деэмулыса ции в,виде 1%-ного раствора в ука5 зан ных растворителях.

Реагвнт СУКК является эффекти вньпм деэенульгатором стойких эмульсионных,нефтей.

Пример 1. К нефтяной эмульсии НПУ

«Артеинефть», содержащей 12 — 14% воды и

0,12 — 0,15% механических примесей, добавляют 0,01% в пересчете на активное вещество натриевой соли сульфожирной кислоты. Деэмульсацию проводят при температуре б5—

70 С путем интенсивного перемешивания смеси эмульсии с деэмульгатором в течение

10 лши и;последующего отстоя в течение 4 час.

3аррязненность нефти, после .деэмульсации

Об — 08%.

Пример 2. К нефтяной эмульсии НПУ

«Артемнефть» добавляют;кальциевую соль сульфожирной кислоты в количестве 0,005% на акгивное вещество. Далее деэмулысацию про водят по методичке, описанной в примере 1.

Загрязненность нефти после деэмулысации

0,1 — 0,3%.

Пример 3. К нефтяной эмульсии НПУ

«Шир ваннефть», содержащей 50 — 53 /p воды, добавляют 0,005% натриевой соли сульфожирной кислоты (активное вещество).

30 Деэмульсацию проводят по описанной в

427980

Месторождение нефти

НПУ НПУ

«Артемнефть» «Ширваннефть»

Расход деэмульгатора, % (активное вещество на нефть) Деэмульгатор загрязненность нефти после деэмульсации, Кальциевая соль сульфожирной кислоты

Натриевая соль сульфожирной кислоты

Диссольван

СЖК

0,005

0,01

0,005

0,01

0,005

0,005

0,1 — 0,3

0,03 — 0,5

0,03 — 0,6

0,01 — 0,06

0,6 — 0,8

0,6 — 0,8

0,1 — 0,2

1,0 в 1,6

П ip ед м е т и з о б р е т е:н.и я

Составитель В. Иохрина

Техред Т. Курилко

Редактор К. Шанаурова

Корректор И. Симкина

Зак. 779/82 Изд. № 1581 Тираж 537 Подписное

ЦНИИПИ Государственного комитета Совета Министров СССР по делам изобретений и открытий

Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Тип. Харьк. фил. пред. «Патент» примере 1 методике. После отделения отстоявшейся воды определяют остаточное содержание ее в деэмульгированной нефти.

Загрязненно сть деэмульгированной нефти составляет 0,3 — 0,6%.

Пример 4. К нефтяной эмульсиии НПУ

«Шир ва ннефть» дооавляют 0,01% кальциевой

После об рабогки реагвнтом СУКК остаточное количесгво солей iB:нефти соста(вляет

35 — 43 мг/л.

Как видно из при веденных данных, кальциевая соль сульфожирной кислоты наиболее эффективна для разрушения нефтяной эмульсии «Артем,нефть», при этом реагент не усту пает ди осолывану и несколько превосходит

CSKK.

Нагриевая соль сульфож и рной кислоты по эффективности также ободного порядка с диссольваном, так как разрушает эмульсию при расходе 50 г/т.

Предлагаемый способ деэмульсации имеет следующие преимущества IIIQ сравнению с известными: высокая деэмульгирующая спосоolHocTb, не уступающая импортному реагенту ди ссольван; биоразла гаемость в сточных водах; доступенHocTb реа генто в в связи с простосоли оульфожир ной кислоты. Содержание остаточной, воды в деэмульгированной нефти

03 — 05%.

Данные по эффективности деэмульсации првдла гаемыми натриевыми и кальциевыми солями сульфожир ных кислот с реагентами

СЖК и диссольван приведены в таблице. той технологии получения и наличием свободных ресурсо в высоKQIMoëåèóëÿ ð íûõ жирных

10 кислот.

1. С пособ,разрушения эмульсий воды в

15 нефти путем в ведения в эмульсию деэмульгатора на основе солей оульфокислот, отличаюи1ийся тем, что, с целью предотвращения загрязнения сточных вод, в качестве деэмульгатора иапользуют соли,высокомолекулярных

20 насыщенных карбо новых сульфокислот.

2. С пособ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве деэиульгатора,преимущвственно используют, натриевую или кальциевую соль насыщенной карбоновой сульфокислоты с мо25 лекулярным весом 300 — 800 в виде раствора в воде или нефтепродукте сооъвегственно.

  

www.findpatent.ru

Способ разрушения эмульсий типа вода в нефти

ОПИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕН ИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Сова Советских

Социалистических

Республик (61) Зависимое от авт. свидетельства (22) 3 аявлеио 11.05.73 (21) 1921811/23-4 с присоединением заявки № (32) Приоритет

Опубликовано 15.01.75. Бюллетень № 2

Дата опубликования описания 21.02.75 (51) М. Кл. С 10g 33,04

Государственный комитет

Совета Министров СССР (53!) УДК 665.622.43.066.6 (088.8) ло делам изобретений и открытий (72) Авторы изобретения

М. И. Шенбор, М. Д. Шапиро, А. Е. Строменко, А. П. Кулик и Л. А. Гудзь (71) Заявитель

Днепропетровский химико-технологический институт им. Ф. Э. Дзер (54) СПОСОБ РАЗРУШЕНИЯ ЭЪ

ВОДА В НЕФТИ

e(c Нз), Созыв

Изобретение относится к области разрушения водонефтяных эмульсий и может быть использовано в процессах первичной подготовки нефти, например при термохимическом обезвоживании и обессоливании.

Известен способ разрушения эмульсий типа вода в нефти путем введения деэмульгатора типа блоксополимера окисей алкиленов.

Однако при применении этого способа ири повышении температуры снижается эффективность диэмульгаторов, особенно при обработке эмульсий высоковязких нефтей.

Для повышения эффективности процесса в широком интервале температур, а также для расширения ассортимента эффективны.; диэмульгаторов по предлагаемому способу в качестве деэмульгатора применяется мононатриевая соль 12-трет.бутилфлуорантен-4-сульфокислоты (ТБФС).

Деэмульгатор используется в виде водных растворов в количестве 0,01 — 0,03 г ТБФС на

1 кг нефти.

Предлагаемый деэмульгатор является активным не только при температурах 20 — 60 С, но и увеличивает свою активность ири повышении температуры до 90 С и выше. ТБФС имеет следующее строение:

Исходным продуктом для этого соединения служит флуорантеи. Последний является многотоннажным отходом при производстве пирена из фракций каменноугольной смолы и

15 до настоящего времени как химическое сырье не используется.

В отличие от анионактивного деэмульгатора НЧК этот продукт обладает более высокой адсорбционной способностью. Сульфогруппа

20 сообщает данному соединению возможность применения его в виде водных растворов, причем растворимость его в воде при нагревании увеличивается.

25 Носителем поверхностно-активных свойств в ТБФС является ароматическая часть, которая достаточно велика по сравнению с применявшимися ранее алкиларилсульфонатами

456824 лпчивающих анионную активность и специфическую адсорбируемость соединения. Анионная активность усиленная отрицательным зарядом л-электронов и специфическая адсорби5 руемость имеет в данном случае важное значение, поскольку капельки воды в нефти, как известно, имеют положительную поверхностную энергию. 1- Ма у

С СН;) S0 N а

10 Деэмульгатор может быть получен алкилированием флуорантен-4-сульфокислоты до 12трет.бутилфлуорантен-4 - сульфокислоты по следующей схеме;,Лсн,), ;а Ц

85 б . HgS9. (н,),с. он

SO>Na

30У Я1

Пример. Эффективность деэмульгатора испытывают на эмульсиях нефтей месторождений Украины: Качановского, Гнединцевского и Битковского, а также Ромашкинского месторождения. 30

Испытания проводят по следующей методике.

200 r нефтяной эмульсии загружают в делительную воронку на 500 мл и выдерживают в течение 15 мин при 60 С. Затем к ней при- 35 бавляют 15 мл 0,03%-.ного водного раствора

ТБФС. В контрольную пробу подают 15 мл

0,03%-ного водного раствора диссольвана

4411. Образцы помещают в аппарат для встряхивания и перемешивают в течение 5 мин. 40 г

Таблица 1

Нефть Качановского месторождения (Содержание воды в эмульсии — 18,4:, ) Количество воды, выдеяпвшеася при 60 С, через

Расход деэмульгатора на 1 кг нефти, r

15 мпн 30 мин

Деэмульгатор

2 ч

4 ч

3 ч

1 ч

96,0

97,5

ТБФС

94,5

0,0225

0,0225

78,1

89,2

93,0

Диссольван 4411

94,5

92,3

94,0

88,1

65,0

90,0

46

НЧК

2,0

16

Таблица 2

Нефть Ромашкинского месторождения (Содержание воды в эмульсии 20,0%) Расход деэмульгатора на 1, кг нефти, г

Количество воды, выделившейся при 90 С, I, через

Деэмульгатор

2 ч

30 мин

15 мин

0,0225

0,0225

100

96,0

82,0

ТБфС

90,1

89,5

83,2

86,2

79,0

60,0

Диссольван 4411

100

2,0

84

НЧК (например некаль, основой которого является нафталин) . Ароматическая часть ТБФС содержит большое количество л-электронов, увеПосле перемешивания в пробах поддерживают температуру 60 — 70 С. Испытания проводят также при 90 С. Воду, выделяющуюся из эмульсии, отделяют через 15 мин, 1 ч, 2 ч 3 ч, 4 ч.

Содержание остаточной воды определяют по методике ГОСТ 2477-65.

Результаты деэмульгации нефтей Качановского и Ромашкинского месторождений с помощью деэмульгатора ТБФС, и в качестве контрольного примера, с деэмульгаторами диссольван 4411 и НЧК, приведены в табл. 1, 2, 3, 4. Аналогичные результаты получены и с нефтями других, указанных выше, месторождений.

456824

Содержание остаточного хлора в пересчетена NaC1 определяют по ме1одике ГОСТ

2401-62.

Таблица 3

Нефть Качановского месторождения (Содержание хлора до деэмульгирования составляло 212 мг/л в пересчете íà NaCI) Количество остаточного хлора в пересчете на

NaCI при 60, мг/л через

Расход деэмульгатора на 1 кг нефти, г

Деэмульгатор

3 ч

2 ч

6,8

10,3

18,5

23,3

0,0225

0,0225

ТБФС

14,3

19,5

28,3

32,2

Диссольван4411

12,3

16,9

26,4

28,0

2,0

НЧК

Таблица 4

Нефть Ромашкинского месторождения (Содержание хлора до деэмульгирэваиия составляло 325 мг/л в пересчете на NaCI) Количество остаточного хлора в пересчете на

NaCI при 90 С, мг/л через

Расход деэмульгатора на 1 кг нефти, г

Деэмульгатор

Зч

2 ч

1 ч

8,3

10,4

16,5

0,0225

0,0225

ТБФС

18,8

22,0

32,3

44,0

Диссольван 4411

13,0

18,5

23,1

30,3

2,0

КЧК

Предмет изобретения

Составитель И. Глебова

Редактор Л. Емельянова Техред Г. Дворина

Корректор Н. Стельмах

Заказ 303/17 Изд, Ко 1020 Тираж 591 Подписное

ЦНИИПИ Государственного комитета Совета Министров СССР по делам изобретений и открытий

Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Типография, пр. Сапунова, 2

Таким образом, введение в нефтяные эмульсии водных растворов ТБФС при малом их расходе (0,0225 r на 1 кг нефти или 22,5 r на 1 т) приводит к существенному снижению содержания воды и хлора. Эффективность

ТБФС при повышении температуры возрастает, что выгодно отличает его от диссольвана

4411 и подобных ему неионогенных деэмульгаторов. К роме того, ТБФС значительно превосходит широко применяемый в настоящее время анионактивный деэмульгатор НЧК.

Способ разрушения эмульсий типа вода в нефти путем введения в эмульсию деэмульга45 тора с последующим отстаиванием, о тл и ч аю шийся тем, что, с целью повышения эффективности процесса в широком интервале температур, в качестве деэмульгатора применяют мононатриевую соль 12-трет.бутилфлуо50 рантен-4-сульфокислоты.

   

www.findpatent.ru

свойства и способы их разрушения — реферат

        К концентрированным эмульсиям  относятся высокодисперсные системы со сравнительно большим содержанием дисперсной фазы (до 74% об.). Максимальный предел концентрации (74% об.) относится к монодисперсным эмульсиям и соответствует максимально возможному объемному содержанию недеформированных шарообразных глобул независимо от их размера. Реальные нефтяные эмульсии обычно полидисперсны, и предел 74% для них является условным, так как упаковка капель в полидисперсных эмульсиях иная, чем в монодисперсных; между большими глобулами могут помещаться мелкие, поэтому содержание дисперсной фазы может быть и большим. К высококонцентрированным или желатинированным эмульсиям относятся дисперсные системы "жидкость - жидкость" с большим содержанием дисперсной фазы (более 74% об.). Такие эмульсии имеют совершенно иные свойства, чем концентрированные.

     Глобулы их представляют деформированные шары с плотной упаковкой, они не способны к седиментации и характеризуются структурно- механическими свойствами, похожими на свойства гелей. К эмульсиям такого вида относятся, например, консистентные смазки и др.

     Вязкость. При течении водонефтяных эмульсий в турбулентном режиме различать следующие виды вязкостей: вязкость, обусловленную пульсациями давления дисперсионной среды и дисперсной фазы, и динамическую вязкость.

     Динамическая  вязкость эмульсии зависит от вязкости самой нефти; температуры, при которой  получается эмульсии; количества содержащейся воды в нефти и степени дисперсности. У нефтяных эмульсий, не подчиняющихся  закону Ньютона, вязкость изменяется в  зависимости от градиента скорости. В этом случае вязкость называют кажущейся  вязкостью. Увеличение содержания, воды в нефтяной эмульсии приводит к увеличению кажущейся вязкости эмульсии, а следовательно, и к соответствующему увеличению энергетических затрат на перекачку  эмульсии. Основной причиной аномальной вязкости, с точки зрения Ребиндера, является механизм деформации и дробления  крупных капель воды на более мелкие. Для этого необходимо затратить  определенные усилия, связанные с  вытягиванием этих капель в цилиндрики, имеющие критические размеры (длина  и радиус). Затрачиваемая при этом работа расходуется на увеличение поверхностной  энергии системы в связи с  возрастанием суммарной поверхности  цилиндриков.

     Плотность является одним из важнейших свойств эмульсий. Она зависит от плотности самой нефти и пластовой воды, образующих эмульсии; и их объемного или процентного содержания.

     Электрические свойства. Электропроводимость 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 нефтяных эмульсиях, помещенных в электрическое поле, капельки воды располагаются вдоль его силовых линий , что приводит к резкому увеличению электропроводимости этих эмульсий. Явление это объясняется тем, что капельки воды имеют приблизительно в 40 раз большую диэлектрическую проницаемость, чем капельки нефти.

     Устойчивость нефтяных эмульсий является их самым важным показателем. Она определяется временем существования эмульсии. Мерой устойчивости эмульсии может служить изменение ее плотности за определенный промежуток времени в определенном слое или количество выделившейся воды при отстое.

     Вопрос  об устойчивости эмульсий заслуживает  отдельного внимания: Современная теория устойчивости эмульсий была создана, главным  образом, в работах акад. П. А. Ребиндера  и его школы. Согласно этой теории необходимым условием стабилизации эмульсий, образованных двумя жидкостями, является присутствие третьего компонента-стабилизатора (ПАВ), адсорбирующегося на их границе раздела с образованием защитных слоев, препятствующих коалесценции.

     Нефтяные  эмульсии, а именно эмульсии "вода в нефти" в ряде случаев обладают достаточной устойчивостью, даже при  высокой концентрации дисперсной фазы (воды), что возможно только в том  случае, если стабилизирующим фактором являются повышенные структурно- механические свойства поверхностных слоев на каплях эмульгированной воды. Строение поверхностных слоев на границе  раздела "нефть-вода" весьма сложно, и компоненты, входящие в их состав, отличаются большим разнообразием. Первые указания на строение и состав защитных слоев на каплях эмульгированной  воды и на их роль в устойчивости нефтяных эмульсий были сделаны крупнейшим ученым-нефтяником Л. Г. Гурвичем, указавшим  на коллоидную природу веществ, образующих защитную пленку.

     Дальнейшие  исследования ряда авторов показали, что в состав поверхностных слоев  на границе раздела нефть-вода входит ряд веществ: нафтеновые кислоты, низкомолекулярные  смолы, коллоидные частицы высокомолекулярных смол и асфальтенов, микрокристаллы парафина, а также частицы минеральных  и углистых суспензий.

     Наиболее  вероятным является предположение  об образований поверхностного слоя на границе раздела "нефть-вода" в результате скопления на этой границе  минеральных, высококонденсированных углеродистых частиц и микрокристаллов  парафина под влиянием избирательного смачивания водной фазой гидрофильных участков их поверхности. Наряду с процессом  скопления на поверхности раздела  обеих жидкостей частиц, осуществляется адсорбция асфальто-смолистых веществ, переходящих при этом в гелеобразное состояние, что приводит к цементированию частиц в единый монолитный слой. Гели асфальто- смолистых веществ сольватируются со стороны нефтяной фазы, что приводит к утолщению поверхностного слоя и к проявлению расклинивающего действия при сближении капелек воды, покрытых такими слоями.

     На  устойчивость эмульсий большое влияние  оказывают дисперсность системы; физико-химические свойства эмульгаторов, образующих на поверхности раздела фаз адсорбционные  защитные оболочки; наличие на глобулах дисперсной фазы двойного электрического заряда; температура смешивающихся  жидкостей; величина рН эмульгированной  пластовой воды.

     Чем выше дисперсность эмульсии, тем она  устойчивее при всех прочих равных условиях. Однако вследствие огромного  увеличения поверхности раздела  между двумя жидкостями система, полученная диспергированием, приобретает  большой запас свободной поверхностной  энергии и становится термодинамически неустойчивой. Такая система будет  стремиться самопроизвольно перейти  в устойчивое состояние, уменьшая запас  свободной поверхностной энергии, что осуществляется за счет уменьшения или площади или поверхностного натяжения в результате введения в эмульсию поверхностно-активного  вещества (ПАВ).

     Устойчивость  нефтяных эмульсий в большей степени  зависит также от электрического заряда на поверхности частиц (глобул). Образующийся двойной электрический  слой защищает частицы эмульсии от слипания подобно адсорбционным  оболочкам. Происхождение двойного электрического заряда на границе раздела  фаз объясняется следующим образом. В гомогенной (однородной) фазе при  равновесных условиях электрический  потенциал любого компонента имеет  постоянную величину во всем объеме. Водная фаза нефтяной эмульсии - хороший электролит, дислоцированный на положительные  и отрицательные ионы. На границе  раздела фаз "нефть-вода" эти  ионы адсорбируются. Ионы, способные  поляризоваться, адсорбируются только на поверхностях, состоящих из полярных молекул. Микроучастки поверхности  капельки полярной воды, несущие определенный заряд, адсорбируют противоположно заряженные ионы. При этом ионы электролита, имеющие противоположный знак, не адсорбируются, но под действием  сил электростатического притяжения остаются вблизи адсорбционных ионов, образуя с ними на поверхности  адсорбента двойной электрический  слой. Частицы, имеющие на своей поверхности  одинаковые заряды, взаимно отталкиваются.

     Влияние температуры на устойчивость нефтяных эмульсий можно объяснить следующим  образом. При повышении температуры  устойчивость эмульсии понижается, так  как механическая прочность адсорбционных  оболочек, особенно содержащих парафин  и церезин, снижается до нуля, в  результате чего капли сливаются  и эмульсия разрушается. При понижении  температуры таких эмульсий механическая прочность адсорбционных оболочек повышается, что влечет за собой  и соответствующее повышение  стойкости эмульсий.

     Величина  рН пластовой воды также оказывает  существенное влияние на стойкость  нефтяных эмульсий, так как сказывается  на упругих свойствах

     поверхностных слоев, причем степень воздействия  его на различные нефти неодинакова. С увеличением величины рН снижаются  реологические свойства поверхностных  слоев на границе "нефть-вода", что влечет расслоение эмульсии. Увеличение рН обычно достигается введением  в эмульсию щелочи, способствующей снижению механической прочности бронированных  оболочек и, как следствие, разложению эмульсии на нефть и воду.

     Таким образом, устойчивость эмульсий воды в  нефти связана с образованием на поверхности капель защитных слоев, механически препятствующих их агрегированию  и слиянию. Любое изменение устойчивости нефтяных эмульсий под влиянием тех  или иных факторов (температуры, времени  существования, состава водной и  нефтяной фазы, введения реагента и  др. факторов) может быть осуществлено только в тех пределах, в которых  эти факторы влияют на реологические  свойства поверхностных слоев на границе раздела "нефть-вода".

     На  основе данных из , приведены сравнительные  характеристики малоустойчивой водонефтяной эмульсии (Ромашкинское месторождение) и стойкой "застаревшей" эмульсии, образуемой на очистных сооружениях  ООО "ПО Киришинефтеоргсинтез"(табл.1.2). 

                             

     Сравнительная характеристика эмульсий 

     Таблица 1.2

                        Параметр      Малоустойчивая      Стойкая
            эмульсия      эмульсия
                Дисперсный состав:              
     -содержание  механич.примесей, %масс      0-2      2-15
     - содержание эмульгаторов, %масс.      <1      1-5
     - содержание хлоридов, мг/дм3      2-200      2-800
     - содержание воды, %об.      следы-25      16-85
     Поверхностное натяжение, мН/м      10-25      >25
     Скорость  седиментации, см/с      10-3-10-4      10-4-10-5
 

        Из таблицы 1.2 видно, что для  стойкой эмульсии по сравнению  с малоустойчивой эмульсией характерно  более высокая концентрация механических  примесей, эмульгаторов, высокое содержание  солей и воды, низкая скорость  седиментации и большее поверхностное  натяжение.                  

                       Разрушение водонефтяных  эмульсий 

Существуют следующие  способы разрушения нефтяных эмульсий:

     - отстаивание;

     - фильтрация;

     - центрифугирование;

     - термическое воздействие;

     - электрическое воздействие;

     - внутритрубная деэмульсация;

     - воздействие магнитного поля.

   Отстаивание применяют при высокой обводненности нефти и осуществляют путем гравитационного осаждения диспергированных капель воды. На промыслах применяют отстойники периодического и непрерывного действия разнообразных конструкций. В качестве отстойников периодического действия обычно используют сырьевые резервуары, при заполнении которых сырой нефтью происходит осаждение воды в их нижнюю часть. В отстойниках непрерывного действия отделение воды происходит при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник. В зависимости от конструкции и расположения распределительных устройств движение жидкости в отстойниках осуществляется в преобладающем направлении  горизонтально или вертикально.

  Фильтрацию  применяют для разрушения нестойких  эмульсий. В качестве материала фильтров используются вещества, не смачиваемые  водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому  нефть проникает через фильтр, а вода -  нет.

  Целью использования центрифуги является повышение эффективности разделения на фазы водонефтяной эмульсии, сокращение количества аппаратов, используемых в схемах промысловой подготовки нефти и газа, т.е. снижение металлоемкости добывающей нефтяной промышленности, удаление вместе с водой присутствующих в ней механических примесей, т.е. повышение эксплуатационной надежности промысловых трубопроводов.

  В настоящее  время в промысловой подготовке добываемой водонефтяной эмульсии, чтобы отделить нужные и ценные продукты: нефть и газ от воды и друг от друга выполняются всего две операции: разгазирование и обезвоживание, но чтобы осуществить эти две операции применяются очень громоздкие схемы цепей аппаратов. Все эти схемы цепей аппаратов вместе с насосными станциями для откачки отделенных друг от друга воды и нефти занимают очень много места, все аппараты соединены между собой большим количеством трубопроводов, на которых установлено большое количество разнообразных задвижек для отключения данного аппарата из схемы в случае ремонта или аварийного выхода из строя. Все это большое количество оборудования очень сложно обслуживать.

student.zoomru.ru

эмульсия воды в нефти — с английского на русский

См. также в других словарях:

  • ЭМУЛЬСИЯ НАФТАЛАНА — Emulsum Naphthalani liquidi. Свойства. Сиропообразная жидкость черного цвета с зеленоватой флюоресценцией, с водой не смешивается. Представляет собой 10 % эмульсию нафталанской нефти в воде. Состоит из рафинированной нафталанской нефти 10 г, кал …   Отечественные ветеринарные препараты

  • Подготовка нефти —         к транспортy (a. oil conditioning for transport; н. Erdolaufbereitung; ф. conditionnement du petrole avant le transport; и. preparacion de petroleo para transportar) обработка нефти c целью удаления компонентов (вода, минеральные соли,… …   Геологическая энциклопедия

  • ОБЕЗВОЖИВАНИЕ И ОБЕССОЛИВАНИЕ НЕФТИ — подготовка нефти к переработке путем удаления из нее воды, минер. солей и мех. примесей. При добыче нефти неизбежный ее спутник пластовая вода (от < 1 до 80 90% по массе), к рая, диспергируясь в нефти, образует с ней эмульсии типа вода в нефти …   Химическая энциклопедия

  • Нефтяная эмульсия —         (a. oil emulsion; н. Erdolemulsion, Roholemulsion; ф. emulsion de petrole; и. emulsion petrolifera, emulsion de petroleo) система нефть вода, в к рой одна из жидкостей диспергирована в другой в виде мелких капель (глобул). Образуется при… …   Геологическая энциклопедия

  • Нефть —         Нефть (через тур. neft, от перс. нефт) горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространённая в осадочной оболочке Земли, являющаяся важнейшим полезным ископаемым. Образуется вместе с газообразными углеводородами (см.… …   Большая советская энциклопедия

  • Керосин — (петролеум, фотоген, гелиозоль, астралол, олеофин и проч.). Продукт, обращающийся ныне под этими названиями в огромном количестве в житейском обиходе, состоит из смеси различных веществ, получаемых перегонкой из нефти и подвергнутых некоторой… …   Энциклопедический словарь Ф.А. Брокгауза и И.А. Ефрона

  • Строительные материалы — Эту статью следует викифицировать. Пожалуйста, оформите её согласно правилам оформления статей …   Википедия

  • Нефтеперерабатывающий завод — (Oil Refinery) НПЗ это промышленное предприятие перерабатывающее нефть Нефтеперерабатывающий завод промышленное предприятие по переработке нефти и нефтепродуктов Содержание >>>>>>>>>>> …   Энциклопедия инвестора

  • Мексиканский залив — (Gulf of Mexico) Мексиканский залив это внутреннее море Атлантического океана Мексиканский залив: побережье, экология, флора и фауна, катастрофы Содержание >>>>>>>>>>>>> Мексиканск …   Энциклопедия инвестора

  • Электродегидратор —         (a. electric dehydrator; н. Elektroentwasserungsanlage; ф. deshydrateur electrique; и. electrodehidrador) аппарат для отделения воды от сырой нефти путём разрушения нефт. эмульсий обратного типа (вода в нефти) в электрич. поле (см.… …   Геологическая энциклопедия

  • ХИМИЯ ПОВЕРХНОСТНЫХ ЯВЛЕНИЙ — изучает химические силы, действующие на поверхности. В общем случае химия поверхности рассматривает свойства трех состояний вещества твердого (Т), жидкого (Ж) и газообразного (Г) и дает описание вещества как фазовой системы. Однако если два… …   Энциклопедия Кольера

translate.academic.ru