Состав и способ приготовления обратных эмульсий для добычи нефти. Состав эмульсии нефти


Состав и способ приготовления обратных эмульсий для добычи нефти

 

Изобретение относится к нефтедобывающий промышленности, в частности к приготовлению обратных эмульсий (типа "вода в масле"), используемых для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и/или изоляции водопри-тока нефтяных скважин. Состав обратных эмульсий для добычи нефти содержит воду, масляную фазу - жидкие нефтяные углеводороды парафинового ряда в смеси с реагентом АПК-растворителем для асфальтово-смолистых и порфириновых компонентов нефти, в соотношении, при котором ее плотность равна плотности воды, используемой для приготовления обратных эмульсий, и эмульгатор состава, вес. %: сырая тяжелая асфальтово-смолистая нефть с высоким - не менее 100 мкг/г-содержанием металло-порфириновых комплексов 25 - 85, растворитель - ароматический углеводород-толуол, ксилол 15 - 75. Способ приготовления обратных эмульсий предусматривает добавление указанного эмульгатора в указанную масляную фазу и диспергирование воды в полученном масле. Состав и способ предусматривают также содержание указанного эмульгатора в количестве, вес.%. 5 - 25. Техническим результатом является повышение устойчивости обратных эмульсий. 2 с. и 2 з.п.ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам и способам приготовления обратных эмульсий (эмульсий типа "вода в масле"), используемых для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и (или) изоляции водопритока нефтяных скважин.

Цель изобретения - повышение устойчивости (агрегативной и кинетической) образуемых концентрированных, высоковязких эмульсий обратного типа за счет использования в составе в качестве стабилизаторов нативных (не подвергавшихся какому-либо воздействию) полярных, поверхностно-активных металло-(ванадий-, никель- и д.р.) порфириновых комплексов и высокомолекулярных, коллоидно-дисперсных асфальтово-смолистых компонентов нефти. Роль указанных компонентов в стабилизации водо-нефтяных эмульсий, образующихся при добыче, сборе и подготовке нефти, хорошо известна и подробно рассмотрена в [1]. Известен состав и способ получения масляных концентратов обратных эмульсий [2] , заключающийся в растворении асфальтенов и нефтепродуктов, содержащих их, в ароматических углеводородах. Полученный состав-эмульгатор вводят в масляный концентрат пестицида. Помимо асфальтенов можно использовать гудроны. Для приготовления рабочей эмульсии обратного типа воду медленно добавляют в масляный концентрат при интенсивном перемешивании системы. Объемное соотношение фаз эмульсии от 1:9 до 9:1 (в зависимости от рецептуры состава и эксплуатационно-технических требований). Однако известно, что в процессе переработки нефти многие высокоактивные, полярные компоненты, например порфирины, подвержены разрушению (термодеструкции), снижается растворяющая способность (даже в ароматических углеводородах) и асфальтово-смолистых компонентов нефти, что негативно отражается на их эмульгирующих свойствах. Асфальтены хорошо эмульгируют воду, когда находятся в коллоидном высокодисперсном состоянии, а это состояние, в свою очередь, определяется оптимальным соотношением в масляной фазе ароматических углеводородов (растворяющих асфальтены) и алифатических углеводородов (в которых асфальтены практически не растворяются). Отклонение от оптимума в углеводородном составе масляной фазы приводят к укрупнению асфальтеновых частиц или их полному растворению. В обоих случаях эффективность их стабилизирующего действия падает. Известен состав и способ приготовления обратных эмульсий для добычи нефти (взятый за прототип), содержащий масляную фазу 5-50, воду - 10-50, эмульгатор - 5-25 (эмульгирующий компонент и углеводородный растворитель) и полимер - 10-50, предусмотрено добавление эмульгатора в масляную фазу и диспергирование воды в масле [3]. По данным [4] большинство составов не могут образовывать устойчивые концентрированные обратные эмульсии при температуре 60-80oC. Поэтому в настоящем изобретении для достижения вышеуказанной цели предлагается использовать для приготовления высокоустойчивых, концентрированных высоковязких обратных эмульсий для добычи нефти следующий состав: эмульгатор, содержащий в качестве эмульгирующего компонента сырую (не подвергшуюся какой-либо термохимической обработке) тяжелую асфальтово-смолистую нефть с высоким не менее 100 мкг/г содержанием металло-порфириновых комплексов, в качестве растворителя - ароматический углеводород - толуол, ксилол. В зависимости от свойств (плотности, вязкости) и количественного содержания в сырой нефти металло-порфириновых комплексов, асфальтенов, смол и эмульгированной воды (которая может присутствовать в нефти и в дальнейшем после приготовления состава должна быть из него удалена, например, отстаиванием) содержание эмульгирующего компонента и растворителя может колебаться в пределах, вес.%: Указанная сырая нефть - 25-85 Указанный растворитель - 15-75 Чтобы приготовить высокоустойчивые вязкие эмульсии обратного типа для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и (или) изоляции водопритока нефтяных скважин необходимо непосредственно в промысловых условиях вначале подготовить соответствующую "масляную" фазу, в которую будет добавляться в качестве эмульгатора в количестве (вес.%) от 5-25% указанный выше состав. В качестве "масляной" фазы по данному изобретению предлагается использовать наиболее доступные (и дешевые) для конкретного месторождения жидкие нефтяные углеводороды парафинового ряда, например ШФЛУ (широкая фракция низкокипящих легких углеводородов), нестабильный газовый бензин, легкая сырая нефть и т.п. в смеси с выпускаемом по ТУ 212-199-05763458-94 реагентом АПК, выполняющем роль эффективного растворителя асфальтово-смолистых и порфириновых компонентов нефти и регулятора плотности "масляной" фазы. Оптимальным соотношением смешиваемых объемов указанных компонентов масляной фазы является такое соотношение, при котором плотность (уд. вес) получаемой смеси (масляной фазы) будет равна плотности (уд. весу) воды, которую предполагается применять для получения обратных эмульсий. После того как отрегулированную по плотности масляную фазу будет введен в качестве эмульгатора указанный выше состав, осуществляют процесс интенсивного диспергирования воды в полученном масле любым из известных методов (например, с помощью миксера или путем циркуляции системы через насос и т.п. ). При этом расчетное количество воды, которое должно быть заэмульгировано в заданном объеме "масла" должно вводиться постепенно, небольшими порциями. Пример 1. Для приготовления обратной эмульсии использовался состав, состоящий из уникальной по содержанию порфиринов (см. табл.1) тяжелой, асфальтосмолистой нефти Верхозимского НГДУ "Пензанефть" и толуола, взятых в соотношении 3:1 (по объему). В качестве "масляной" фазы применили смесь низкооктанового бензина (уд. вес - 0,710 г/см3) и АПК (уд. вес 1,500 г/см3) 1:1 (по объему). Плотность полученной "масляной" фазы составила 1,105 г/см3, что соответствовало плотности (уд. весу) минерализованной пластовой воды, взятой для эмульгирования воды в данном "масле". При соблюдении таких условий (отсутствие разности плотностей эмульгируемых "масляной" и водной фаз) создаются идеальные условия для обеспечения 100% кинетической устойчивости получаемой обратной эмульсии, чего нет ни в одном из известных методов приготовления подобных эмульсий. Содержание эмульгатора в "масляной" фазе, как и в известном способе приготовления [3] обратных эмульсий, взятом за прототип, так и в предлагаемом составе и способе приготовления обратных эмульсий для добычи нефти, изменяли в пределах от 1 до 30% (вес.). В том и другом случае оценивалась кинетическая (Ку) и агрегативная (Ау) устойчивость образуемых обратных эмульсий. Ку - по количеству выделившейся "масляной фазы" - Vм (в % объем.) от начального объема "масляной фазы" - Vмн, взятого для приготовленной в стандартных условиях 50% обратной эмульсионной системы, после ее статического отстаивания в течение 24 часов при температуре 20oC, т.е. Ку = [(Vмн - Vм)/Vмн]100 Ау - оценивалась по количеству выделившейся воды - Vс (в % объем.) от начального объема воды - Vн, взятого для приготовления в стандартных условиях 50% обратной эмульсии, при воздействии на нее одних и тех же дегидрирующих факторов, например, обработка в центробежном поле при 20oC, в течение t = 15 мин и w = 3000 об/мин.), т.е. Ау = [(Vн - Vс)/Vн]100 В табл. 2 для сравнения приведены данные, характеризующие основные технологические характеристики 50% обратных эмульсий (вязкость, кинетическую и агрегативную устойчивость), определяющие возможность их эффективного применения для добычи нефти. Из приведенных данных следует, что предлагаемый состав и способ приготовления обратных эмульсий позволяет при меньших (в 1,5 - 3 раза) расходных показателях по сравнению с известными составами и способами, получать более вязкие, кинетически и агрегативно более стойкие эмульсии обратного типа. При этом в предлагаемом способе 100% кинетическая устойчивость обратных эмульсий достигалась как для сравнительно маловязкой эмульсии (при содержании эмульгатора в масляной фазе уже 1 вес.%), а так же и для более вязкой эмульсии (при содержании эмульгатора в масляной фазе 20% и более). В то же время для состава и способа, взятого за прототип даже при концентрации эмульгатора в масляной фазе 25 вес.% кинетическая устойчивость системы не превышала 60%. Источники информации 1. Г. Н. Позднышев. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий, М.: Недра, 1982. 2. Авторское свидетельство СССР N 245250, опубл. 1969. 3. Патент США N 4505828, опубл. 1985. 4. Позднышев Г. Н., Петров А.А. Природные стабилизаторы и устойчивость нефтяных эмульсий, Тр. ТатНИПИнефти, вып. XIX. г.Куйбышев, 1971 г. стр. 124.

Формула изобретения

1. Состав обратных эмульсий для добычи нефти, включающий масляную фазу, воду, эмульгатор, содержащий эмульгирующий компонент и растворитель, отличающийся тем, что он содержит в качестве эмульгирующего компонента сырую тяжелую асфальтово-смолистую нефть с высоким - не менее 100 мкг/г - содержанием металло-порфириновых комплексов, в качестве растворителя - ароматический углеводород - толуол, ксилол, при их содержании, вес.%: указанная сырая нефть 25 - 85, указанный растворитель 15 - 75, а в качестве масляной фазы используют жидкие нефтяные углеводороды парафинового ряда в смеси с реагентом АПК-растворителем для асфальтово-смолистых и порфириновых компонентов нефти, в соотношении, при котором плотность масляной фазы равна плотности воды, используемой для приготовления обратных эмульсий. 2. Состав по п.1, отличающийся тем, что он содержит эмульгатор указанного состава в количестве 5 - 25 вес.%. 3. Способ приготовления обратных эмульсий для добычи нефти, включающий добавление эмульгатора в масляную фазу и диспергирование воды в полученном масле, отличающийся тем, что в подготовленную вначале масляную фазу, в качестве которой используют жидкие нефтяные углеводороды парафинового ряда в смеси с реагентом АПК-растворителем асфальтово-смолистых и порфириновых компонентов нефти, в соотношении, при котором плотность масляной фазы равна плотности воды, используемой для приготовления обратных эмульсий, добавляют в качестве эмульгатора состав, содержащий, вес.%: в качестве эмульгирующего компонента - сырую тяжелую асфальтово-смолистую нефть с высоким - не менее 100 мкг/г - содержанием металло-порфириновых комплексов 25 - 85, а в качестве растворителя - ароматический углеводород-толуол, ксилол 15 - 75. 4. Способ по п.3, отличающийся тем, что эмульгатор указанного состава добавляют в количестве 5 - 25 вес.%.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

MM4A Досрочное прекращение действия патента из-за неуплаты в установленный срок пошлины заподдержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 21.01.2010

Дата публикации: 20.01.2011

www.findpatent.ru

Нефтяные эмульсии и условия их образования

    ПАВ находят все большее распространение в нефтяной промышленности. В настояш,ее время научно-исследовательские институты, работающие в области нефтедобычи, проводят исследования с целью применения ПАВ для увеличения нефтеотдачи коллекторов, вскрытия пластов, предотвращения обвалов ири бурении скважин, улучшения условий освоения нефтяных и нагнетательных скважин, повышения их продуктивности и приемистости, предотвращения образования эмульсии в нефтяных скважинах, деэмульсации нефти, а также для совершенствования методов гидроразрыва нефтяных пластов, кислотной обработки призабойной зоны скважин, цементирования их, борьбы с отложением парафина, коррозией нефтепромыслового оборудования, геофизических измерений и т. д. [c.33]     В условиях образования нефтяных эмульсий при добыче и обес-соливании нефти на границе раздела нефть — вода могут существовать более продолжительное время капли воды (т т ), поэтому образуется эмульсия типа В/Н. [c.18]

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

    НЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ И УСЛОВИЯ их ОБРАЗОВАНИЯ [c.52]

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

chem21.info

Состав - эмульсия - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Состав - эмульсия

Cтраница 1

Состав эмульсии с асбестом марки А-6 К-30 успешно использован при капитальном ремонте скважин на Уренгойском газоконден-сатном месторождении.  [1]

Состав эмульсий может быть самым разнообразным. Наиболее часто на практике встречаются эмульсии типа масло - вода. При разделении возможна инверсия фаз. В зависимости от концентрации компонентов дисперсная фаза в результате коалесценции капель становится сплошной ( дисперсионной средой), а сплошная - дисперсной. Стабильность эмульсии обусловлена многими факторами: соотношением и различием плотностей фаз, концентрацией присутствующих в эмульсиях электролитов, химической структурой внешней и внутренней фаз, электростатическими силами, возникающими вследствие химической реакции или адсорбции ионов.  [2]

Состав эмульсии указан в разд.  [3]

В состав эмульсии входит 40 - 60 % битума, 60 - 40 % воды и 0 01 - 5 % эмульгатора.  [4]

В состав эмульсий входят вода, масло, ингибитор коррозии, поверхностно активные вещества, эмульгатор. При черновых методах обработки чаще всего используют эмульсии, при чистовых - масла.  [5]

В состав эмульсии вместо воды может быть введен раствор солей щелочных металлов.  [6]

В состав эмульсии входят две несмешивающиеся или частично смешивающиеся жидкости. Одна из жидкостей является сплошной, вторая - дисперсной.  [7]

По составу эмульсии можно сделать вывод, что сырьем для подготовки является множественная эмульсия, стабилизаторы которой-все типы природных ПАВ ( смолы, асфальтены, парафины), бронированные твердыми частицами.  [9]

Наличие в составе эмульсии соляной кислоты, хотя и в качестве внутренней фазы, предопределяет химическую активность ее в отношении породообразующего карбонатного материала. Это свойство должно гарантировать увеличение проницаемости пород при использовании эмульсии в качестве жидкости разрыва карбонатных пород ( артинокие рифогенные месторождения, турней и др.), а также и - песчаников, в которых кальцит играет определенную роль в качестве цементирующего вещества.  [10]

Назначенный расчетным путем состав эмульсии и тампонажного раствора уточняется и корректируется экспериментальной проверкой. В данной работе экспериментальные исследования проведены с применением эмульсии дизельного топлива в воде и тмшонакного портландцемента ( ГОСТ 1581 - 78) с расширявшими доб.  [11]

В фотопромышленности в состав очень чувствительных эмульсий галогенидов серебра вводят катионоактивные или неионоген-ные поверхностно-активные вещества. Утверждают, что они повышают стабильность эмульсии и светочувствительность пленок.  [12]

Во избежание изменения состава эмульсии вследствие испарения воды, старения и загрязнения срок службы ее не должен превышать 1 мес. При обработке легированных сталей, сплавов и чугуна срок службы СОЖ сокращается вдвое, например, при обработке латуни - до 10 суток. Если эмульсия вызывает коррозшр деталей, то в нее следует ввести антикоррозионные присадки или произвести замену масла на свежее. При генеральной очистке станков проверяют техническое состояние системы охлаждения, насосов, фильтров и трубопроводов, устраняют подтекания и подсосы, забоины в гнезде шарика обратного клапана, заменяют непригодные пружины.  [13]

Во избежание изменения состава эмульсии вследствие испарения воды, старения и загрязнения срок службы ее не должен превышать 1 мес. При обработке легированных сталей, сплавов и чугуна срок службы сокращается вдвое, а при обработке латуни - - до 10 сут. Если эмульсия вызывает ржавление поверхностей станка и деталей, то в нее следует ввести добавки или присадки, предохраняющие от коррозии, или заменить ее свежей. То же самое надо сделать, если эмульсия вызывает раздражение кожи у обслуживающего персонала.  [14]

Во избежание изменения состава эмульсии вследствие испарения воды, старения и загрязнения срок службы ее не должен превышать 1 мес. При обработке легированных сталей, сплавов и чугуна срок службы сокращается вдвое, а при обработке латуни - до 10 сут. Если эмульсия вызывает ржавление поверхностей станка и деталей, то в нее следует ввести добавки или присадки, предохраняющие от коррозии, или заменить ее свежей. То же самое надо сделать, если эмульсия вызывает раздражение кожи у обслуживающего персонала.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

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

Эмульсия - нефтепродукт

Cтраница 1

Эмульсия нефтепродуктов, поступающая со сточной водой в водоем, сильно в нем разбавляется; при этом изменяется состав ее дисперсионной среды, вследствие чего происходит разрушение эмульсии. Частицы эмульгированных нефтепродуктов сливаются друг с другом и, всплывая, образуют на поверхности водоема пленку даже при очень небольшом количестве нефтепродуктов, попадающих в водоем.  [1]

Нефелометри ческий метод основан на образовании эмульсии нефтепродукта ( методом замены растворителя) с последующей оценкой ее мутности. Для извлечения нефтепродуктов из воды применяется серный эфир. Эфир из полученного раствора отгоняется на водяной бане при 40 - 50 С до объема 2 мл. Для отгонки применяется специальный прибор, состоящий из колбочки, дефлегматора и холодильника. Остаток в колбочке обрабатывается Ю мл спирта-ректификата, который добавляется порциями по 2 - 3 мл, и вливается в цилиндр Генера, куда предварительно помещается в качестве стабилизатора эмульсии 0 1 % - ный раствор желатина. Общий объем в цилиндре Генера доводится раствором желатина до 50 мл. Разбавление эмульсии раствором желатина для выравнивания концентраций в обоих цилиндрах Генера недопустимо.  [2]

Определение заканчивается турбидиметрическим методом - измерением оптической плотности эмульсии нефтепродуктов в водножелатиновом растворе.  [3]

Ингибиторы ИКБ-1 и катапин не способствуют также образованию эмульсий нефтепродуктов с водой.  [4]

Определение заканчивается турбидиметрическим методом, т, е, измерением оптической плотности эмульсии нефтепродуктов в водно-желатиновом растворе.  [5]

Для обеспечения эффективной работы установки для обезвреживания этилсодержащих стоков необходимо отсутствие в очищаемой воде эмульсий нефтепродуктов и механических примесей. Обычно очищенная от ТЭС вода после контактного аппарата, перед спуском в водоемы или коллекторы канализации, проходит через фильтр для очистки от механических примесей катализатора, а отработанная озоновоздушная смесь после очистки на фильтре выбрасывается в атмосферу.  [7]

Более точными и быстрыми являются некоторые методы, основанные а измерении оптических характеристик растворов и эмульсий нефтепродуктов.  [8]

Но и это количество жидких углеводородов может оказаться опасным для подземных вод, так как вопрос радиуса распространения водоуг-леводородной эмульсии нефтепродуктов в подземных водах практически не изучен. Однако известно, что некоторые нефтепродукты могут вызвать ощутимые запахи и вкус, даже если они присутствуют в воде в концентрациях значительно ниже I миллионной доли. В целях сохранения естественных водных ресурсов при подземном хранении жидких углеводородов в шахтных резервуарах необходимо регулярно контролировать грунтовые воды на содержание в них углеводородов.  [9]

Верхний слой ( качество ловушечной нефти ( табл. 7)) направляют на ректификацию, а промежуточный слой - эмульсию нефтепродуктов с водой - смешивают с остатком ректификации - керосино-газойлевой фракцией - в резервуаре 9, в который предварительно закачан горячий ( 85 - 95 С) тяжелый остаток нефтепереработки для получения товарного топлива.  [10]

Соде реагирует о легко гидрояизуздимися хлоридами кальция И магния, образуя соответствующие гидроксиды устойчивую при нагреве соль Nod Кальцинированная соде предпочтительнее каустической, так как образует более легко расслаивающиеся эмульсии нефтепродуктов с водой.  [11]

С путем отстоя в резервуары 2, 3; полученные после каждой ступени разделения легкие нефтепродукты подвергают ректификации в колонне 4 с получением легких фракций, выкипающих до 200 С, и остатка ректификации керосино-газойлевой фракции 200 С; эмульсию нефтепродуктов с водой после второй ступени разделения смешивают в резервуаре б при соотношении 1: 1: 1 с разбавителем, водой и нефтешламом, предварительно очищенным от воды и механических примесей в резервуаре 5, обрабатывают деэмуль-гатором в количестве 100 г / т нефтешлама, подогревают в теплообменнике 7 до 40 - 60 С, перемешивают в смесителе 8 и возвращают в резервуар 6, который заполняют на 90 % высоты.  [12]

Как указывалось выше, исследованиями ГрозНИИ и / УфНИИ доказано, что для хорошего отстоя плавающих нефтепродуктов из сточных вод требуется времени не менее 4 часов, а в отдельных случаях и до 12 часов, в зависимости от свойства эмульсии нефтепродуктов, содержащихся в сточных водах.  [13]

Туда же подается нефтепродукт - дизельное масло летнее из исходной емкости нефтепродукта) через запорный кран. В смесительном баке при помощи насоса 3 приготавливают эмульсию нефтепродукта в воде, которая при помощи того же насоса по трубопроводу направляется в диполофоретическую ячейку 4, где подвергается электрообработке.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Нефтяные эмульсии и их свойства

    Поверхностно-активные вещества (ПАВ) нашли наибольшее применение в нефтяной промышленности по сравнению со всеми химическими реагентами, рекомендованными для использования в процессах добычи нефти. ПАВ используют для повышения эффективности добычи нефти, снижения гидравлических сопротивлений при транспортировании высоковязких нефтей н во.ао-нефтяных эмульсий, сохранения коллекторских свойств продуктивных горизонтов при проведении текущих и капитальных ремонтов скважин. [c.208]     Важная, роль в процессе разрушения нефтяной эмульсии принадлежит дгэмульгаторам, в качестве которых используются поверхностно-ак-тивные вещества (ПАВ). ПАВ обладают способностью изменять фазовые взаимодействия на различных поверхностях раздела. Такая активность обусловлена химическим строением ПАВ, одаа часть молекулы которого имеет сродство к углеводородам (гидрофобная), а другая - к воде (гидрофильная). На поверхности раздела нефть - вода полярная часть молекулы ПАВ, обладающая гидрофильными свойствами, погружена в воду, а неполярная гидрофобная - в нефть. В зависимости от величины и расположения этих частей изменяются и свойства ПАВ как деэмульгаторов,  [c.128]

    Фактически же они обладают исключительно высокой устойчивостью, которая характеризуется временем существования эмульсии. Основной фактор, определяющий устойчивость нефтяных эмульсий,— наличие адсорбционно-сольватных слоев на поверхности глобул диспергированной воды. Эти слои, обладающие определенными структурно-механическими свойствами, препятствуют слиянию частиц и расслоению эмульсий. [c.38]

    Наиболее важным фактором, определяющим устойчивость нефтяных эмульсий, является образование на поверхности капелек воды адсорбционно-сольватных слоев и повышение их структурно-механических свойств. От концентрации эмульгаторов — стабилизаторов [c.18]

    Карбонат кальция в результате процесса кристаллизации обладает свойствами, характерными для конденсационно-кристалли-зационных структур. Он способствует разрушению нефтяной эмульсии, однако не может сорбировать на своей поверхности больших количеств нефтепродуктов. Гидроокись магния относится к коагуляционному типу и по своей структуре сходна с такими гидроокисями, как А1(0Н)з, Ре(0Н)2 и Ре(ОН)з. Последние обладают большой активной поверхностью, способной сорбировать из воды значительное количество органических веществ, в связи с чем происходит одновременно осветление и удаление эмульгированных нефтепродуктов. [c.18]

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

    Устойчивость нефтяных эмульсий зависит также от дисперсности (величины глобул воды), плотности и вязкости нефти содержания легких фракций углеводородов, эмульгаторов и стабилизаторов эмульсии, а также от состава и свойств эмульгированной воды. [c.18]

    В результате эффективного разрушения образующихся в производственных процессах нефтяных эмульсий улучшаются свойства нефти и нефтепродуктов и увеличивается срок службы нефтеперерабатывающих установок. [c.3]

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

    Образование на глобулах воды стабилизирующих адсорбционных слоев со структурно-механическими свойствами препятствует их коалесценции при столкновении. Состав и строение этих слоев весьма разнообразны и зависят от состава нефти и содержания в ней диспергированных частиц. Большое значение имеют также содержание в пластовой воде, сопутствующей нефти, растворенных и диспергированных веществ и кислотность воды. Для исследования свойств и состава природных эмульгаторов были сделаны попытки непосредственно выделить их из нефтяных эмульсий и исследовать их состав. [c.19]

    ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ [c.24]

    Эмульгаторами обычно являются полярные вещества нефти, такие, как смолы, асфальтены, асфальтогеновые кислоты и их ангидриды, соли нафтеновых кислот, а также различные органические примеси. Установлено, что в образовании стойких эмульсий принимают участие также различные твердые углеводороды, как парафины и церезины нефтей. Тип образующейся эмульсии в значительной степени зависит от свойств эмульгатора эмульгаторы, обладающие гидрофобными свойствами, образуют эмульсию типа В/Н, то есть гидрофобную, а эмульгаторы гидрофильные — гидрофильную эмульсию типа Н/В. Следовательно, эмульгаторы способствуют образованию эмульсии того же типа, что и тип эмульгатора. В промысловой практике чаще все1о образуется гидрофобная эмульсия, так как эмульгаторами в этом случае являются растворимые в нефти смолисто-асфальтеновые вещества, соли органических кислот, а также тонкоизмельченные частицы глины, окислов металлов и др. Эти вещества, адсорбируясь на поверхности раздела нефть—вода, попадают в поверхностный слой со стороны нефти и создают прочную оболочку вокруг частиц воды. Наоборот, хорошо растворимые в воде и хуже в углеводородах гидрофильные эмульгаторы типа щелочных металлов нефтяных кислот (продукт реакции при щелочной очистке) адсорбируются в поверхностном слое со стороны водной фазы, обволакивают капельки нефти и таким образом способствуют образованию гидрофильной нефтяной эмульсии. При на ичии эмульгаторов обоих тигюв возможно обращение эмульсий, то есть переход из одного типа в другой. Этим явлением пользуются иногда при разрушении эмульсий. [c.147]

    В предыдущих сообщениях [1, 2] было показано, что основными стабилизаторами нефтяных эмульсий являются асфальтены и высокомолекулярные с олы, стабилизирующие действия которых в значительной степени определяются их дисперсным состоянием в нефти. Представляет интерес проследить в ияние на эмульгирующие свойства асфальтово-смолистых веществ строения их молекул, [c.13]

    П е т р о в к. к. Исследования физико-химических свойств поверхностных слоев на границе раздела нефть — вода , определяющих устойчивость нефтяных эмульсий. Диссертация на соискание ученой степени канд. хим. наук. М., Институт нефти АН СССР, 1956. [c.77]

    Выбор деэмульгатора, обеспечивающего выполнение технологической функции на конкретном участке движения водно-нефтя-ной эмульсии, представлял собой одну из важнейших задач технологии. Другой важной проблемой являлась полнота использования свойств деэмульгатора на последующих участках движения нефтяной эмульсии. Если указанным задачам уделялось недостаточно внимания, то перспектива получения требуемого качества нефти оказывалась под вопросом. [c.81]

    К 1950 г. многочисленные сообщения о положительном промысловом опыте использования нефтеэмульсионных буровых растворов вызвали такой интерес к ним, что Комитет АНИ по изучению буровых растворов, предназначенных для юго-западных районов, подготовил обзор по этой теме [69]. Вкратце вывод сводился к тому, что эмульгирование водных буровых растворов с использованием обработанной и необработанной нефти улучшает рабочие характеристики системы, о чем свидетельствуют повышение скорости бурения и увеличение срока службы долота, а также уменьшение осложнений в стволе скважины. К числу главных преимуществ нефтеэмульсионного раствора авторы обзора отнесли снижение вращающего момента, уменьшение случаев прихвата колонны и образования сальников на долоте. Никаких трудностей при приготовлении и поддержании свойств нефтяной эмульсии (которые часто возникали при работе с исходным раствором) не было. Нефтеэмульсионный раствор не оказывал отрицательного влияния на интерпретацию электрокаротажных диаграмм и на исследования отобранных кернов. Были получены данные, свидетельствовавшие о повышении продуктивности скважин никакого ухудшения коллекторских свойств не отмечали. Эмульгирование нефти достигалось с помощью веществ, уже присутствовавших в растворе, таких как лигносульфонаты, соединения лигнина, крахмал, КМЦ, бентонит, или путем добавки ПАВ, например моющих веществ. [c.63]

    Прочность межфазной пленки на границе раздела нефть — вода зависит не только от состава и свойств содержащихся в нефти эмульгаторов, но и от pH водной фазы. Обычно в водной фазе нефтяной эмульсии содержатся ионы соединений, которые оказьшают влияние на свойства адсорбированной пленки. Для каждой системы сырая нефть - вода существует оптимальный интервал pH, в пределах которого адсорбционный слой проявляет минимальные стабилизирующие свойства. Влияние pH водной фазы на прочность межфазной пленки объясняется тем, что полярные фракции нефти содержат кислотные и основные группы, а следовательно, pH водной фазы влияет как иа количество, так и на тип веществ, образующих межфазную пленку. Исследования позволили установить, что жесткие межфазные пленки, образованные асфалыенами, более прочны в кислой среде, менее в нейтральной и становятся очень слабыми или превращаются в подвижные пленки в щелочной среде. Асфальтены обладают как кислотными, так и основными свойствами в кислой среде они проявляют основные свойства, в щелочной - слабокислотные. Эмульгирующие свойства асфальтенов выше в кислой среде, а смол — в щелочной среде, поэтому прочность эмульсий, стаоилизированных одновременно смолами и асфальтенами изменяется в зависимости от pH водной фазы. [c.25]

    Сравнительные исследования бронирующих оболочек, выделенных из промысловых эмульсий нефтей различных месторождений, показали, что даже нефти с близкими характеристиками могут иметь существенные отличия по устойчивости и составу таких оболочек [48, 55]. В состав бронированных оболочек наряду с основными стабилизаторами нефтяных эмульсий - асфальтенами и смолами - могут входить высокоплавкие парафиновые компоненты (до 70 %) и различные неорганические примеси (до 40 %). В зависимости от природы нефти и условий ее добычи компоненты защитного слоя в количественном отношении могут быть представлены в различных сочетаниях. Устойчивость водонефтяных эмульсий зависит как от общего значения адсорбции природных стабилизаторов, образующих защитные оболочки на глобулах воды, эмульгированной в нефти, так и от типа стабилизатора. Кинетически стабилизирующим действием обладают все адсорбционные слои, независимо от их природы. Стабилизация эмульсий, обусловленная особыми структурно-механическими свойствами адсорбционных слоев, может привести к практически неограниченному повышению устойчивости эмульсии. Гидрофильные эмульгаторы (глина, мел, гипс) стабилизируют нефтяные эмульсии типа нефть -вода, а гидрофобные - эмульсии типа вода — нефть. [c.44]

    НЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ И ИХ СВОЙСТВА [c.235]

    Тины эмульсий очень многообразны. Состав эмульсий меняется в весьма широких пределах. Вещества, способствующие образованию нефтяных эмульсий, сбрасываются в стоки неравномерно и в разных концентрациях, что и обусловливает различие в составе, свойствах и типах эмульсий. [c.218]

    Нафтеновые кис.лоты применяются при производстве мыл, смааок, некоторых масел, различных моющих композиций. Свободные нафтеновые кислоты применялись в качестве растворителей для каучука, анилиновых красителей. По имеющимся данным [38], добавление чистых нафтеновых кислот к коллоидным растворам может уменьшить вязкость последних, не изменяя их основных свойств. Нитрованные или сульфированные нафтеновые кислоты способны разрушать нефтяные эмульсии. При конденсации сульфированных нафтеновых кислот с аминами, аминокислотами и аминоспиртами, а также при сульфировании нафтеновых кислот хлорсульфоновой кислотой получаются продукты, [c.56]

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

    Оригинальный метод вьщ ления эмульгаторов из нефтяной эмульсии впервые разработан в нашей стране В. Г. Беньковским с сотрудниками [22]. Они вьщелили эмульгаторы из эмульсий туркменских и мангы-шлакских нефтей и исследовали их состав и свойства. Позже, воспользовавшись этим методом, многие исследователи вьщеляли и исследовали эмульгаторы, содержащиеся в нефтях различных месторождений. [c.24]

    Интересно отметить, что выделенные из нефти вещества обладают свойством обратимо коллоидно растворяться в нефти и нефтепродуктах. При помощи ультрацентрифугирования исследовано также влияние различных деэмульгаторов на коллоидно-диспергированные вещества - эмульгаторы. В выделенных коллоидно-диспергированных веществах спектрофотометрически определено содержание металлопорфи-риновых комплексов, обладающих довольно высокой поверхностной активностью и являющихся одним из компонентов эмульгаторов. Для эмульгаторов нефтяных эмульсий определены изотермы межфазного натяжения на границе вода - нефть (ромашкинская). Эмульгаторы растворяли в бензоле и различное количество раствора вносили в нефть. Изотермы межфазного поверхностного натяжения были определены и для диспергированных веществ, выделенных из той же нефти на ультрацент-рифуге с разделительной способностью 80 ООО. [c.30]

    Деэмульгирующая эффективность соединений такого тина с определенным соотношением содержащихся в них групп окиси этилена и окиси пропилена значительно больше, чем у всех известных ранее деэмульгаторов нефтяных эмульсий. Эти соединения в настоящее время являются самыми перспективными деэмульгаторамн нефтяных эмульсий. Поэтому необходимо более подробно остановиться на зависимости свойств сополимеров окиси пропилена и окиси этилена [c.90]

    Диэлкометрический метод. Основан на использовании зависимости диэлектрической проницаемости (ДП) нефтяной эмульсии от содержания в ней воды [139]. При разборе электрических свойств эмульсий в гл. 1 было рассмотрено несколько моделей для описания зависимости ДП эмульсии от ее обводненности, которые в общей функциональной записи можно представить в виде [c.167]

    Исследование влияния на устойчивость нефтяных эмульсий углеводородного состава нефти было прослежено по изменению эмульгирующих свойств мухановской и узеньской нефтей, когда после разделения их на фракции масел и гудрона вместо фракции масла вводили в гудрон в том же количестве мо-/)ельные растворители с известным соотношением парафиновых и ароматических углеводородов В качестве компонентов смеси применяли пентадекан и мезитилен. Содержание ароматических в этих смесях растворов в пересчете на концентрацию бензольных ядер изменялось от О до 25% вес. [c.10]

    Эмульсия — механическая смесь двух взаимно нерастворимых жидкостей (нефти и газа), одна из которых распределена в объеме другой в виде глобул различных размеров (до нескольких мкм). Для образования эмульсии необходимо механическое воздействие, в результате которого происходит дробление (диспергирование) капель одной из жидкостей (дисперсной фазы) в объеме другой (дисперсионной среды). Стойкость нефтяных эмульсий определяется структурно-механическими свойствами защитной пленки, которая образуется на границе раздела вода — нефть. Образование зай1итной пленки и ее прочность обусловлены присутствием в системе поверхностно-активных веществ — эмульгаторов, их свойствами и количеством. [c.41]

    Работами ряда авторов показано, что наиболее активно деэмульгирующие свойства по отношению к нефтяным эмульсиям проявляются у неионогенных поверхностно-активных веществ [1, 2, 3]. Неионогенные ПАВ относятся к классу полиоксиэтиленпроизводных и являются интересйыми в том отношении, что на их примере можно легко проследить влияние изменения величин как гидрофобных, так и гидрофильных групп на их деэмульгирующие и эмульгирующие свойства. [c.140]

    Стойкость нефтяных эмульсий определяется физико-химически-ми свойствами нефти, размером частиц дисперсной фазы (степеньдис-персности), температурой и временем существования. Чем выше плотность и вязкость нефти, чем ниже температура и чем выше степень дисперсности (чем мельче капли), тем устойчивее эмульсия. Мелкодисперсными (трудноразделимыми) эмульсиями считаются эмульсии с размером капель до 20 мк (2 10 м), фубодисперсными — с размером частиц более 5 10 м. Свежие эмульсии, существующие короткое время после выхода изскважины, разрушаются значительно легче, чем старые , поэтому первичное обезвоживание и обессоливание следует проводить на промыслах. [c.33]

    В данном случае канализация резервуарных парков и деэмульсационных установок также объединяется в общую систему. При эксплуатации этих узлов причинами загрязнения почвы, атмосферного воздуха и водных ресурсов могут служить переливы и продукты разложения нефтяных эмульсий, которые составляют 0,5—12 г/т подготовленной нефти. Кроме того, остатки подготовки нефти, значительно отличаясь по физико-химическим свойствам от самой нефти, требуют периодического удаления из аппаратуры. Это осуществляется при чистке аппаратов и сопровождается загрязненпем почвы и водных объектов территории нефтепромыслов. [c.31]

    При проведении опытов по действию ацеталей на водонефтяные эмульсии готовили три типа эмульсий, различающиеся по количеству содержащейся в ней воды. Согласно [33], стойкость нефтяных эмульсий зависит от многих факторов содержания водной фазы, физико-химических свойств нефти, количества механических примесей и т.д. В опытах использовалась нефть с достаточно высоким содержанием природных стабилизаторов эмульсии асфальтенов. смол и парафинов (табл. 23). Поэтому приготовленные эмульсии отличались стойкостью к разрушению. Так, при разрушении эмульсии центрифугированием без реагента степень разрушения колебалась в пределах 30—40%, Из полученных результатов (рис. 80 и 81) следует, что во всех проведенных опытах добавление ацеталей I и II в водонефтяные эмульсии способствует их разрушению. При- [c.167]

    Пристальное внимание, которое проявляется в настоящее время к ванадийсодержащим соединениям нефти, связано не столько с проблемой извлечения ванадия из альтернативного (нефтяного) сырья, но и с тем, что корродирующие свойства этого металла и его соединений наносят ущерб нефтеперерабатывающему оборудованию и нефтесжигающим установкам, выводят из строя катализаторы переработки нефти, снижают срок службы турбореактивных, дизельных, газотурбинных и котельных установок. Образующиеся при этом неорганические соединения ванадия (ванадаты натрия) являются одной из главных причин интенсивного золового заноса и коррозии высокотемпературных поверхностей. Ванадийорганические соединения снижают эксплуатационные качества готовых нефтепродуктов, а присутствующие в нефтях ванадилпорфирины являются еще и основными стабилизаторами нефтяных эмульсий, затрудняющими их разрушение. [c.81]

    Важным фактором, определяющим устойчивость нефтяной эмульсии, является механическая прочность защитных слоев на поверхности капель диспергированной воды, которая зависит от состава и свойств естественных стабилизаторов, адсорбированных на нефтеводной поверхности раздела фаз. [c.125]

    При реакциях окиси этилена с алкилфенолами, жирными спиртами, жирными кислотами и меркаптанами получаются неионогенные детергенты, причем их физические и химические свойства можно изменять в нужных направлениях. Одним из основных преимуш,еств этих детергентов я чяется то, что содержаш,ие их сточные воды легко поддаются биологической очистке. Особенно эффективно применение неионогенных поверхностно-активных веш,еств в нефтедобываюш,ей и нефтеперерабатываюш,ей промышленности, так как при их использовании увеличивается количество извлекаемой нефти, облегчается процесс разрушения нефтяных эмульсий, а получаемая нефть содержит минимальное количество солей и влаги, что облегчает ее дальнейшую переработку. [c.6]

    Образующиеся в машине пузырьки размером 0,5—5 мм сталкиваются со взвешенными частицами во флотационной камере и при наличии благоприятных условий для взаимного закрепления увлекают их наверх, где образуется слой всплывшей пенной массы. Всплывшая масса должна непрерывно удаляться пеноснимателями в отводящий лоток. Эффективность механической флотации по очистке нефтесодержащих сточных вод невелика. При продолжительности обработки 20—30 мин из них выделяется нефтепродуктов 60—70 %. Это объясняется трудностями закрепления очень мелких частиц нефтяной эмульсии на сравнительно крупных пузырьках, образующихся при механической флотации. Эффективность очистки может быть повышена с помощью введения в воду поверхностно-активных веществ или электролитов, изменяющих электрокинетические свойства эмульсии. Применение коагуляции и флокуляцни (см. гл. 7) положительного эффекта не дает в связи с высокой степенью турбулизации воды во флотационной камере, которая приводит к разрушению хлопьев. [c.58]

    Процесс разрушения нефтяных эмульсий при помощи тех или иных химикатов является процессом физико-химическим. Эти химикаты в химические реакции с компонентами не вступают. На отечественных заводах пока почти единственным деэмульгатором является НЧК — нейтрализованный черный контакт. Расход его зависит от многих обстоятельств от типа установок для подготовки нефти, режима их работы, от свойств нефти и качества самого деэмульгатора. Начинают внедряться и другие, более эффективные д,еэмульгаторы, но физико-химическая сущность процесса разрушения эмульсий принципиально не изменяется. [c.289]

chem21.info

Образование - нефтяная эмульсия - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Образование - нефтяная эмульсия

Cтраница 3

Накопление воды в забое и стволе скважины более вероятно, чем в подъемной колонне. Подтверждением служит снижение продуктивности скважины и газового фактора, образование густой нефтяной эмульсии за счет возросшего водосодержания.  [31]

При ингибировании соляной кислоты по способу солянокислот-ной вытяжки из нефти в специальный смеситель заливают воду в объеме, необходимом для разведения заданного количества концентрированной кислоты. Затем заливают нефть в половинном по сравнению с водой объеме. После этого заливают концентрированную кислоту и одновременно приводят в движение мешалку для образования нефтяной эмульсии.  [32]

Основной причиной дальнейшего эмульгирования газированных обводненных нефтей в системе сбора является энергия турбулентного потока. Высокие перепады давления, пульсация газа, наличие различного рода штуцирующих устройств, задвижек, поворотов и фитингов способствуют повышению турбулентности потока и интенсивному диспергированию капель воды в нефти. Технология разгазирования системы и, в частности, применяемые типы сепараторов также оказывают существенное влияние на образование нефтяных эмульсий.  [33]

Смешение может вызвать усиленное выделение отравляющих газов ( например, смешение сернистощелоч-ных вод с сернокислотными или с сероводородными), к усиленному образованию нефтяных эмульсий, к взрывам в сети.  [34]

При добыче погружными центробежными электронасосами обводненной нефти наблюдается разделение нефти и воды во глубине скважины. Независимо от содержания воды в добываемой жидкости в интервале от приема насоса до динамического уровня находится чистая безводная нефть. Ниже, от забоя скважины до насоса, нефть и вода движутся раздельно в виде крупных капель нефти в потоке воды или, наоборот, в виде капель воды, увлекаемых потоком нефти, что определяется соотношением нефти и воды в добываемой жидкости. Образование нефтяной эмульсии - трудноразделимой смеси нефти и йоды - происходит только непосредственно в рабочих колесах и направляющих аппаратах центробежного насоса.  [35]

Опыт показывает, что примерно треть добываемой нефти пред-ставляет собой эмульгированные водой нефти. Наиболее чистые нефти получаются при фонтанном способе эксплуатации скважин, наиболее эмульгированные - при компрессорном способе добыче нефти. Глубиннонасосная эксплуатация скважин дает значительно меньшее количество эмульгированной нефти по сравнению с компрессорной добычей. Причиной образования нефтяных эмульсий является перемешивание нефти с пластовой водой.  [36]

Особенно-густая сетка размещения скважин характерна для Бакинского нефтяного района, где месторождения отличаются большим количеством продуктивных пластов. Одновременно следует отметить, что продуктивные пласты сложены здесь рыхлыми породами и поэтому добываемая из скважин жидкость содержит большое количество механических примесей, главным образом песка. Часто отмечается образование нефтяных эмульсий.  [37]

Природа и механизм появления указанных загрязнителей в сточных водах и системе сбора, транспорта и сепарации достаточно подробно изучены. Присутствие их в нефтяных эмульсиях увеличивает устойчивость эмульсии к разрушению. Часто такую категорию эмульсии называют ловушечной или промежуточной эмульсией, энергозатраты на разрушение которой в десятки раз могут превысить энергозатраты на разрушение эмульсий первой группы. Многие исследователи отмечают, что в некоторых случаях образование нефтяных эмульсий может происходить уже в пластовых условиях.  [38]

В настоящее время применяются различные технологические схемы сбора нефти и газа при разных местных условиях и сетках размещения скважин. В зависимости от их выбора могут оказаться оптимальными различные технологические схемы ГПНУ. При составлении проекта обустройства необходимо также учитывать, что при разработке месторождения изменяются состав продукции и де-биты скважин. Особенно большое значение имеет обводнение скважин, которое является причиной образования нефтяных эмульсий, обладающих большой вязкостью и стойкостью, что затрудняет транспортирование и подготовку продукции скважин.  [39]

Как известно, фактически все нефтяные залежи, за исключением лишь некоторых, разрабатываются с поддержанием лластового давления путем закачки воды. Закачиваемая вода, как правило, быстро прорывается в, до ывавдие скважины. Поэтому часто в продукции скважины содержится пластовая вода, в состав которой входят различные соли. Наличие воды в продукции скважины, интенсивная турбулизация потока приводят к образованию водо нефтяных эмульсий.  [40]

Метод сравнения основывался на следующем: при смешении сепарированной ромашкинской нефти с пресной и пластовой водами при любых соотношениях их объемов ( до 80 - 85 % воды вследствие исключительной активности асфальтенов ромашкинских нефтей) образуются чрезвычайно устойчивые эмульсии воды в нефти. Причиной стойкости этих эмульсий, как уже указывалось, является образование прочных стабилизирующих пленок на поверхности раздела вода - нефть. Как известно из общей теории эмульсий, агрега-тивная устойчивость разбавленных эмульсий выше, чем у концентрированных эмульсий. При образовании нефтяных эмульсий это зависит не только от уменьшения частоты контактов, происходящих между каплями воды, но и от содержания воды в эмульсии: чем меньше концентрации, тем толще и прочнее стабилизирующие пленки, окружающие капли воды. Если в водяной фазе нефтяных эмульсий содержатся ПАВ, то адсорбционные слои образуются как асфальтенами, так и молекулами этого ПАВ. Поскольку применяемые ПАВ не образуют стабилизирующих пленок, предотвращающих слияние отдельных капель воды, то при смешении растворов этих веществ с нефтью образуются менее стойкие эмульсии, разрушение которых начинается при меньшем, чем в их отсутствии, содержании воды. Следовательно, чем более активно ПАВ, тем при меньшей его концентрации начнется разрушение эмульсии.  [41]

На нефтяных месторождениях нашей страны в настоящее время обводненная нефть составляет приблизительно от 60 до 75 % от общего количества добываемой нефти. Большинство нефтяных эмульсий, образующихся при добыче, отличается большой стойкостью. Для того, чтобы правильно выбрать способ деэмульсации, необходимо знать свойства образующихся при добыче нефти эмульсий. Эмульсию можно рассматривать как механическую смесь двух взаимно нерастворимых жидкостей ( нефти и воды), одна из которых распределяется в объеме другой в виде капель различных размеров. Основы теории образования нефтяных эмульсий, строение защитных пленок и методы их разрушения впервые были глубоко разработаны советскими учеными. Ими доказано, что образование эмульсий, их стойкость обусловлены процессами адсорбции на поверхности раздела фаз нефть - вода смолистых веществ, нафтеновых мыл и других коллоидных компонентов. Наряду со знанием параметров, характеризующих устойчивость эмульсий, необходимо знать, из чего состоят поверхностные слои на границе раздела воды и нефти, а также изучить их свойства. Установлено, что образованию эмульсии должны предшествовать понижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочного адсорбционного слоя. Оба эти явления связаны с наличием в системе третьего вещества - эмульгатора. Точно состав природных эмульгаторов пока неизвестен.  [42]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

состав и способ приготовления обратных эмульсий для добычи нефти

Изобретение относится к нефтедобывающий промышленности, в частности к приготовлению обратных эмульсий (типа "вода в масле"), используемых для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и/или изоляции водопри-тока нефтяных скважин. Состав обратных эмульсий для добычи нефти содержит воду, масляную фазу - жидкие нефтяные углеводороды парафинового ряда в смеси с реагентом АПК-растворителем для асфальтово-смолистых и порфириновых компонентов нефти, в соотношении, при котором ее плотность равна плотности воды, используемой для приготовления обратных эмульсий, и эмульгатор состава, вес. %: сырая тяжелая асфальтово-смолистая нефть с высоким - не менее 100 мкг/г-содержанием металло-порфириновых комплексов 25 - 85, растворитель - ароматический углеводород-толуол, ксилол 15 - 75. Способ приготовления обратных эмульсий предусматривает добавление указанного эмульгатора в указанную масляную фазу и диспергирование воды в полученном масле. Состав и способ предусматривают также содержание указанного эмульгатора в количестве, вес.%. 5 - 25. Техническим результатом является повышение устойчивости обратных эмульсий. 2 с. и 2 з.п.ф-лы, 2 табл. Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам и способам приготовления обратных эмульсий (эмульсий типа "вода в масле"), используемых для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и (или) изоляции водопритока нефтяных скважин. Цель изобретения - повышение устойчивости (агрегативной и кинетической) образуемых концентрированных, высоковязких эмульсий обратного типа за счет использования в составе в качестве стабилизаторов нативных (не подвергавшихся какому-либо воздействию) полярных, поверхностно-активных металло-(ванадий-, никель- и д.р.) порфириновых комплексов и высокомолекулярных, коллоидно-дисперсных асфальтово-смолистых компонентов нефти. Роль указанных компонентов в стабилизации водо-нефтяных эмульсий, образующихся при добыче, сборе и подготовке нефти, хорошо известна и подробно рассмотрена в [1]. Известен состав и способ получения масляных концентратов обратных эмульсий [2] , заключающийся в растворении асфальтенов и нефтепродуктов, содержащих их, в ароматических углеводородах. Полученный состав-эмульгатор вводят в масляный концентрат пестицида. Помимо асфальтенов можно использовать гудроны. Для приготовления рабочей эмульсии обратного типа воду медленно добавляют в масляный концентрат при интенсивном перемешивании системы. Объемное соотношение фаз эмульсии от 1:9 до 9:1 (в зависимости от рецептуры состава и эксплуатационно-технических требований). Однако известно, что в процессе переработки нефти многие высокоактивные, полярные компоненты, например порфирины, подвержены разрушению (термодеструкции), снижается растворяющая способность (даже в ароматических углеводородах) и асфальтово-смолистых компонентов нефти, что негативно отражается на их эмульгирующих свойствах. Асфальтены хорошо эмульгируют воду, когда находятся в коллоидном высокодисперсном состоянии, а это состояние, в свою очередь, определяется оптимальным соотношением в масляной фазе ароматических углеводородов (растворяющих асфальтены) и алифатических углеводородов (в которых асфальтены практически не растворяются). Отклонение от оптимума в углеводородном составе масляной фазы приводят к укрупнению асфальтеновых частиц или их полному растворению. В обоих случаях эффективность их стабилизирующего действия падает. Известен состав и способ приготовления обратных эмульсий для добычи нефти (взятый за прототип), содержащий масляную фазу 5-50, воду - 10-50, эмульгатор - 5-25 (эмульгирующий компонент и углеводородный растворитель) и полимер - 10-50, предусмотрено добавление эмульгатора в масляную фазу и диспергирование воды в масле [3]. По данным [4] большинство составов не могут образовывать устойчивые концентрированные обратные эмульсии при температуре 60-80oC. Поэтому в настоящем изобретении для достижения вышеуказанной цели предлагается использовать для приготовления высокоустойчивых, концентрированных высоковязких обратных эмульсий для добычи нефти следующий состав: эмульгатор, содержащий в качестве эмульгирующего компонента сырую (не подвергшуюся какой-либо термохимической обработке) тяжелую асфальтово-смолистую нефть с высоким не менее 100 мкг/г содержанием металло-порфириновых комплексов, в качестве растворителя - ароматический углеводород - толуол, ксилол. В зависимости от свойств (плотности, вязкости) и количественного содержания в сырой нефти металло-порфириновых комплексов, асфальтенов, смол и эмульгированной воды (которая может присутствовать в нефти и в дальнейшем после приготовления состава должна быть из него удалена, например, отстаиванием) содержание эмульгирующего компонента и растворителя может колебаться в пределах, вес.%: Указанная сырая нефть - 25-85 Указанный растворитель - 15-75 Чтобы приготовить высокоустойчивые вязкие эмульсии обратного типа для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и (или) изоляции водопритока нефтяных скважин необходимо непосредственно в промысловых условиях вначале подготовить соответствующую "масляную" фазу, в которую будет добавляться в качестве эмульгатора в количестве (вес.%) от 5-25% указанный выше состав. В качестве "масляной" фазы по данному изобретению предлагается использовать наиболее доступные (и дешевые) для конкретного месторождения жидкие нефтяные углеводороды парафинового ряда, например ШФЛУ (широкая фракция низкокипящих легких углеводородов), нестабильный газовый бензин, легкая сырая нефть и т.п. в смеси с выпускаемом по ТУ 212-199-05763458-94 реагентом АПК, выполняющем роль эффективного растворителя асфальтово-смолистых и порфириновых компонентов нефти и регулятора плотности "масляной" фазы. Оптимальным соотношением смешиваемых объемов указанных компонентов масляной фазы является такое соотношение, при котором плотность (уд. вес) получаемой смеси (масляной фазы) будет равна плотности (уд. весу) воды, которую предполагается применять для получения обратных эмульсий. После того как отрегулированную по плотности масляную фазу будет введен в качестве эмульгатора указанный выше состав, осуществляют процесс интенсивного диспергирования воды в полученном масле любым из известных методов (например, с помощью миксера или путем циркуляции системы через насос и т.п. ). При этом расчетное количество воды, которое должно быть заэмульгировано в заданном объеме "масла" должно вводиться постепенно, небольшими порциями. Пример 1. Для приготовления обратной эмульсии использовался состав, состоящий из уникальной по содержанию порфиринов (см. табл.1) тяжелой, асфальтосмолистой нефти Верхозимского НГДУ "Пензанефть" и толуола, взятых в соотношении 3:1 (по объему). В качестве "масляной" фазы применили смесь низкооктанового бензина (уд. вес - 0,710 г/см3) и АПК (уд. вес 1,500 г/см3) 1:1 (по объему). Плотность полученной "масляной" фазы составила 1,105 г/см3, что соответствовало плотности (уд. весу) минерализованной пластовой воды, взятой для эмульгирования воды в данном "масле". При соблюдении таких условий (отсутствие разности плотностей эмульгируемых "масляной" и водной фаз) создаются идеальные условия для обеспечения 100% кинетической устойчивости получаемой обратной эмульсии, чего нет ни в одном из известных методов приготовления подобных эмульсий. Содержание эмульгатора в "масляной" фазе, как и в известном способе приготовления [3] обратных эмульсий, взятом за прототип, так и в предлагаемом составе и способе приготовления обратных эмульсий для добычи нефти, изменяли в пределах от 1 до 30% (вес.). В том и другом случае оценивалась кинетическая (Ку) и агрегативная (Ау) устойчивость образуемых обратных эмульсий. Ку - по количеству выделившейся "масляной фазы" - Vм (в % объем.) от начального объема "масляной фазы" - Vмн, взятого для приготовленной в стандартных условиях 50% обратной эмульсионной системы, после ее статического отстаивания в течение 24 часов при температуре 20oC, т.е. Ку = [(Vмн - Vм)/Vмн]100 Ау - оценивалась по количеству выделившейся воды - Vс (в % объем.) от начального объема воды - Vн, взятого для приготовления в стандартных условиях 50% обратной эмульсии, при воздействии на нее одних и тех же дегидрирующих факторов, например, обработка в центробежном поле при 20oC, в течение t = 15 мин и w = 3000 об/мин.), т.е. Ау = [(Vн - Vс)/Vн]100 В табл. 2 для сравнения приведены данные, характеризующие основные технологические характеристики 50% обратных эмульсий (вязкость, кинетическую и агрегативную устойчивость), определяющие возможность их эффективного применения для добычи нефти. Из приведенных данных следует, что предлагаемый состав и способ приготовления обратных эмульсий позволяет при меньших (в 1,5 - 3 раза) расходных показателях по сравнению с известными составами и способами, получать более вязкие, кинетически и агрегативно более стойкие эмульсии обратного типа. При этом в предлагаемом способе 100% кинетическая устойчивость обратных эмульсий достигалась как для сравнительно маловязкой эмульсии (при содержании эмульгатора в масляной фазе уже 1 вес.%), а так же и для более вязкой эмульсии (при содержании эмульгатора в масляной фазе 20% и более). В то же время для состава и способа, взятого за прототип даже при концентрации эмульгатора в масляной фазе 25 вес.% кинетическая устойчивость системы не превышала 60%. Источники информации 1. Г. Н. Позднышев. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий, М.: Недра, 1982. 2. Авторское свидетельство СССР N 245250, опубл. 1969. 3. Патент США N 4505828, опубл. 1985. 4. Позднышев Г. Н., Петров А.А. Природные стабилизаторы и устойчивость нефтяных эмульсий, Тр. ТатНИПИнефти, вып. XIX. г.Куйбышев, 1971 г. стр. 124.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Состав обратных эмульсий для добычи нефти, включающий масляную фазу, воду, эмульгатор, содержащий эмульгирующий компонент и растворитель, отличающийся тем, что он содержит в качестве эмульгирующего компонента сырую тяжелую асфальтово-смолистую нефть с высоким - не менее 100 мкг/г - содержанием металло-порфириновых комплексов, в качестве растворителя - ароматический углеводород - толуол, ксилол, при их содержании, вес.%: указанная сырая нефть 25 - 85, указанный растворитель 15 - 75, а в качестве масляной фазы используют жидкие нефтяные углеводороды парафинового ряда в смеси с реагентом АПК-растворителем для асфальтово-смолистых и порфириновых компонентов нефти, в соотношении, при котором плотность масляной фазы равна плотности воды, используемой для приготовления обратных эмульсий. 2. Состав по п.1, отличающийся тем, что он содержит эмульгатор указанного состава в количестве 5 - 25 вес.%. 3. Способ приготовления обратных эмульсий для добычи нефти, включающий добавление эмульгатора в масляную фазу и диспергирование воды в полученном масле, отличающийся тем, что в подготовленную вначале масляную фазу, в качестве которой используют жидкие нефтяные углеводороды парафинового ряда в смеси с реагентом АПК-растворителем асфальтово-смолистых и порфириновых компонентов нефти, в соотношении, при котором плотность масляной фазы равна плотности воды, используемой для приготовления обратных эмульсий, добавляют в качестве эмульгатора состав, содержащий, вес.%: в качестве эмульгирующего компонента - сырую тяжелую асфальтово-смолистую нефть с высоким - не менее 100 мкг/г - содержанием металло-порфириновых комплексов 25 - 85, а в качестве растворителя - ароматический углеводород-толуол, ксилол 15 - 75. 4. Способ по п.3, отличающийся тем, что эмульгатор указанного состава добавляют в количестве 5 - 25 вес.%.

www.freepatent.ru