ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Устойчивость эмульсий. Эмульгаторы и стабилизаторы эмульсий из "Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения" Дпя нефтяных эмульсий самым важным показателем является их устойчивость, т. е. способность в течение определенного времени не разрушаться и не разделяться на две несмешиваюп иеся фазы. [c.18] С термодинамической точки зрения, как указывалось ранее, нефтяные эмульсии принадлежат к неустойчивым системам, которые все время стремятся достигнуть состояния равновесия. Агрегативная устойчивость эмульсий измеряется временем их существования и для разных нефтяных эмульсий колеблется от нескольких секунд до многих лет. Установлено [1, 13, 14, 15], что агрегативная устойчивость эмульсии является кинетическим понятием, так как удельная свободная межфазная энергия системы определяется средней кинетической энергией теплового движения, а не минимумом термодинамического потенциала. [c.18] Самопроизвольные процессы в таких системах являются односторонними, и устойчивое состояние соответствует полной коалесценции и расслоению системы на две объемные фазы с минимальной поверхностью раздела. [c.18] С увеличением показателя у возрастает способность к образованию эмульсий типа В/Н, а с уменьшением — к образованию эмульсий типа Н/В. Соотношение времени жизни капель нефти и воды т на границе раздела фаз является мерой способности системы к обращению фаз, определяющей выживание эмульсии первого или второго типа. [c.18] 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] Об устойчивости нефтяных эмульсий, механизме образования адсорбционного слоя и его роли, о влиянии твердых частиц на эмульсию имеется достаточно сведений в литературе [14, 20—27]. [c.19] 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] Беньковский [28] впервые разработал оригинальную методику выделения и исследования состава эмульгаторов из нефтяных эмульсий. При исследовании состава эмульгаторов из нефтей Мангышлака [29] оказалось, что они состоят в основном из асфальтенов, смол, парафинов и минеральных примесей. Другими исследователями установлено, что в органической части эмульгаторов содержатся нафтеновые кислоты, смолы, асфальтены, парафин, церезин, норфи-рины, углистые частицы, металлические и кремнийорганические соединения. [c.19] Для высокопарафинистых нефтей (озексуатская, мангышлакская) одним из основных стабилизаторов эмульсии являются микрокристаллы высокомолекулярных парафинов [31] и церезинов с высокой температурой плавления, которые адсорбируются на межфазной поверхности. Неорганическая часть эмульгаторов состоит из глины, песка и горных пород, содержащихся в высокодисперсном состоянии в нефти или в пластовой воде. Неорганическая часть эмульгаторов часто прочно связана с органической и трудно от них отделяется. [c.20] Имеются основания считать, что эмульгаторами и стабилизаторами эмульсий В/Н являются все вещества, содержащиеся в нефти в виде к(1нлоидного раствора или высокодисперсной суспензии. Это подтверждается тем, что если значительную часть эмульгаторов перевести из коллоидного раствора в истинный, то эмульгируемость нефти резко снизится. Так, если нефть, склонную к образованию устойчивых эмульсий, разбавить ароматическими углеводородами, то такая смесь уже не даст устойчивых эмульсий. Очевидно, это происходит потому, что асфальтены, смолистые вещества, порфирины, микрокристаллы парафина и церезина хорошо растворяются в ароматических углеводородах, образуя истинный раствор. Вещества же, образующие истинный раствор в нефти (например, нафтеновые кислоты), могут быть эмульгаторами только в том случае, если они вступают в реакцию с солями, содержащимися в эмульгированной воде, с образованием соединений, не растворимых в нефти. [c.20] В последнее время многие исследователи считают, что основными стабилизаторами эмульсий В/Н являются коллоиднодиспергирован-ные в нефти в виде мицелл асфальто-смолистые вещества [20, 21]. Ультрацентрифугированием эти коллоиды можно выделить из нефти в неизменном виде. Коллоидные частички, участвовавшие в образовании мицелл, накапливаются на поверхности раздела фаз нефть-вода и образуют механически прочную пленку. Установлено также, что величина поверхностного натяжения нефти обратно пропорциональна содержанию асфальтенов и коксуемости (по Конрадсону). В присутствии нафтеновых мыл эмульсии В/Н преимущественно образуются когда имеется избыточная нефть когда концентрация мыла настолько мала, что образуется молекулярно-дисперсный раствор когда вязкость нефтяной фазы больше, чем водной. Мыла нафтеновых кислот могут образоваться только в том случае, когда контактирующая с нефтью пластовая вода имеет щелочную реакцию, большинство же пластовых вод известных месторождений имеют кислую реакцию. [c.20] Механическая прочность поверхностных слоев высокопарафинистых нефтей (мангышлакской, озексуатской) в значительной степени зависит от температуры. Наибольшее уменьшение прочности слоя (почти в 4 раза) наблюдается у этих нефтей при повышении температуры от 20 до 30° С. В то же время для таких нефтей, как ромашкинская и арланская, снижение прочности слоя в этом температурном интервале небольшое. Особенно влияют на снижение прочности слоя деэмульгаторы чем эффективнее деэмульгатор, тем больше он снижает прочность слоя. На рис. 5, 6, 7 приведены кривые изменения прочности слоя во времени под действием некоторых деэмульгаторов. Как видно из приведенных графиков, эффективные деэмульгаторы при малых концентрациях способствуют значительному уменьшению механической прочности слоя ромашкинской и арланской нефтей. [c.23] Старение нефтяных эмульсий имеет большое практическое значение, так как свежие эмульсии разрушаются значительно легче и быстрее, чем постаревшие. Для прекраш,ения процесса старения необходимо как можно быстрее смешивать свежеполученные эмульсии с деэмульгатором, если невозможно предупредить их образование. ДеэмульЕаззди с высокой поверхностной активностью, адсорбируясь на поверхности глобул воды, не только способствует вытеснению и разрушению образовавшегося гелеобразного слоя, но и препятствует дальнейшему его упрочнению. Поэтому процесс старения эмульсии, оставшейся в нефти после смешения ее с деэмульгатором, должен полностью прекратиться. [c.23] Для высокопарафинистых нефтей основными стабилизаторами эмульсии являются микрокристаллы парафина и церезина, т. е. те инертные высокоплавкие вещества, на которые деэмульгаторы оказывают слабое действие, особенно при сравнительно низких температурах. Для разрушения поверхностного слоя высокопарафинистых нефтей необходимо совместное действие деэмульгатора и более высокой температуры (выше 100° С), что и подтверждается практикой деэмульгирования эмульсий этих нефтей. Для наиболее эффективного разрушения и прекращения старения нефтяных эмульсий на современных нефтепромыслах и заводах деэмульгатор подают. в свежеполученные эмульсии или предупреждают их образование подачей деэмульгатора перед смешением нефти с водой. [c.23] Вернуться к основной статье