Нефтяные эмульсии, их характеристика. Природные эмульгаторы в нефти


Устойчивость нефтяных эмульсий. Природные эмульгаторы

Поиск Лекций

 

Причиной высокой устойчивости нефтяных эмульсий яв­ляется образование на поверхности капель воды со стороны нефтяной фазы защитных слоев из содержащихся в нефти при­родных стабилизаторов - нефтяных эмульгаторов. Эти слои обладают повышенной вязкостью, упругостью и это препятствует слиянию сталкивающих капель эмульгированной воды. В про­цессе формирования неструктурированных адсорбционных сло­ев принимают участие компоненты нефти с высокой поверхно­стной активностью, имеющие дифильное строение - нафтено­вые и жирные кислоты, смолы, вещества с низкими поверхност­но-активными свойствами - асфальтены. Кроме того, в форми­ровании адсорбционно-сольватных слоев принимают участие твердые сильнодиспергированные вещества органического и минерального происхождения, не проявляющие поверхностной активности, но значительно увеличивающие вязкость защитной пленки - высокомолекулярные парафины, церезины, порфирины, минеральные вещества. Эта оболочка из нефтяных ПАВ на глобулах воды представляет собой достаточно объемные слои толщиной порядка 20-50 нм; количество слоев бывает от 2 до 10 и более.

Считают, что устойчивость эмульсий зависит не столько от концентрации эмульгаторов нефти, сколько от коллоидно-дисперсного состояния их, которое, в свою очередь, определяется содержанием в нефти парафиновых и ароматических углеводо­родов и наличием в них веществ, обладающих дефлокулирующим действием.

Стабилизацию нефтяных эмульсий обеспечивают сле­дующие эмульгаторы нефти.

Нафтеновые кислоты и их соли обладают большой по­верхностной активностью и существенно снижают поверхност­ное натяжение воды на границе с нефтью. Адсорбционный слой, образуемый этими эмульгаторами, непрочен и вследствие этого агрегативно неустойчив.

Смолы - слабые органические кислоты, образуют непрочные структурные оболочки. При высоких значениях pН образуют более прочную пленку, чем при низких pН.

Асфальтены - главная составляющего стабилизаторов, образуют жесткую структурную сетку (каркас) пленки. Наи­большая эмульгирующая способность их проявляется, когда они находятся в коллоидно-дисперсном состоя­нии, приближающемся к точке их флокуляции, т.е. выпадению из раствора. Асфальтены проявляют как кислотные, так и основные свойства. При более низ­ких значениях pН образуются более упругие и проч­ные пленки. С повышением pН среды формируется подвижная, более слабая пленка. В композиции со смолами получаются жидкообразные пленки. Моле­кулы смол (или ароматических углеводородов) игра­ют роль прослоек жидкости между асфальтенами, ос­лабляя их взаимодействие и придавая вязкостно-эластичный характер. Такие пленки разрушаются лег­че.

Твердые парафины - обладают высокой адсорбционной способ­ностью по сравнению с другими компонентами.

Порфирины - это комплексные соединения циклических угле­водородов с металлами (никель, ванадий), которые обладают пленкообразующей способностью с образо­ванием жестких пленок.

Механические примеси, взвеси - это песок, глина, продукты коррозии оборудования, FeS, способные смачиваться как полярной (водой), так и неполярной (нефтью) жидкостями.

Если твердый эмульгатор лучше смачивается неполяр­ным углеводородом, то образуется эмульсия типа В/М, если же твердый эмульгатор лучше смачивается водой, то со стороны водной фазы образуется «броня» и получается эмульсия типа М/В.

Адсорбция эмульгаторов и стабилизаторов происходит во времени, поэтому слой гелеобразной пленки утолщается, повышается его прочность и возрастает устойчивость эмульсии, про­исходит процесс «старения» эмульсии. При столкновении глобул воды коалесценция их не происходит, т.к. этому препятст­вует прочная гидрофобная пленка.

Большинство природных эмульгаторов имеют в своем составе полярные и неполярные группы, т.е. являются дифильными веществами. Дифильные молекулы эмульгатора ориенти­рованы на межфазной границе так, что углеводородные участки направлены в дисперсионную среду, а попарные гидратированные группы в воду - в дисперсную фазу.

Устойчивость нефтяных эмульсий в большей степени за­висит также от электрического заряда на поверхности частиц (глобул), образующего в водной среде двойной электрический слой, защищающий глобулы эмульсии от слияния. Происхожде­ние двойного электрического заряда на границе раздела фаз объясняется следующим образом. В гомогенной (однородной) фазе при равновесных условиях электрический потенциал любо­го компонента имеет постоянную величину во всем объеме. Вместе с тем электрический потенциал для данного компонента в разных фазах имеет различную величину. Поэтому при со­прикосновении двух различных фаз и, особенно, при их относи­тельном движении на границе раздела происходит переход элек­трических зарядов из фазы с более высоким значением электри­ческого потенциала в фазу с меньшей его величиной. Этот пере­ход приводит к образованию заряда в одной фазе и равного, но противоположного заряда - в другой. Противоположные заряды, благодаря взаимному притяжению, остаются на границе раздела, образуя двойной электрический слой. Частицы, имеющие на своей поверхности одинаковые заряды, будут взаимно отталки­ваться, обусловливая стойкость эмульсий.

Если учесть, что повышенное содержание механических примесей в составе защитных оболочек зависит от многих при­чин (вынос твердых частиц минералов из пласта, загрязнение нефти глинистыми растворами, продуктами коррозии), нонесвязано с природой нефти и пластовой воды, то органиче­скую связь стабилизатора можно рассматривать как систему, состоящую из трех основных фракций: парафинов (П), выделяе­мых кипящим изопропиловым спиртом, смол гексановых (С) и бензольных асфальтенов (А).

В зависимости от соотношения (С+А)/П, суммарного со­держания основных («черных») компонентов стабилизирующе­го слоя и содержания высокоплавких парафиновых углеводоро­дов стабилизаторы нефтяных эмульсий могут быть подразделе­ны на следующие три типа:

1) асфальтовый (С+А)/П ³ 1,0;

2) парафиновый (С+А)/П £ 1,0;

3) смешанный (С+А)/П » 1,0 (0,8 1,2).

Нефтяные эмульсии, защитные оболочки которых пред­ставлены в основном асфальтеновым типом эмульгатора, доста­точно эффективны и в широком интервале температур (5-700С) разрушаются эффективными реагентами-деэмульгаторами типа диссолван 4411. Для разрушения нефтяных эмульсий с парафи­новым типом стабилизатора характерно резкое повышение удельного расхода того же деэмульгатора при температуре деэмульсации ниже 200С.

Возрастание в составе «бронирующих» оболочек доли механических примесей приводит к повышению стойкости неф­тяных эмульсий и, как следствие этого, к увеличению удельного расхода деэмульгатора.

poisk-ru.ru

Нефтяные эмульсии, их характеристика

Поиск Лекций

РАЗРУШЕНИЕ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ РЕАГЕНТОВ-ДЕЭМУЛЬГАТОРОВ

Методические указания

 

 

Казань - 2004

Составители: доц. А.А. Гречухина

асс. Л.Р. Кабирова

 

 

Разрушение водонефтяных эмульсий с применением реагентов-деэмульгаторов. Методические указания / Казан. гос. технол. ун-т; Сост.: АА. Гречухина, Л.Р. Кабирова. Казань, 2004. 34 с.

 

 

Рассмотрены условия образования нефтяных эмульсий, их устойчивость и механизм разрушения с помощью реагентов-деэмульгаторов. Представлен ассортимент применяемых реагентов, технология применения их. Приведена методика получения неионогенных ПАВ посредством оксиэтилирования и определения эффективности реагентов-деэмульгаторов в процессе разрушения водонефтяных эмульсий.

 

 

Предназначены для студентов специальности 250400.

 

 

Подготовлены на кафедре «Химическая технология перера-ботки нефти и газа».

 

 

Печатаются по решению методической комиссии

института нефти и нефтехимии

 

 

Рецензенты: доц. Н.Ю. Башкирцева

доц. И.В. Цивунина

СОДЕРЖАНИЕ

     
  Введение
Нефтяные эмульсии, их характеристика
Устойчивость нефтяных эмульсий. Природные эмульгаторы
Способы разрушения водонефтяных эмульсий
Разрушение водонефтяных эмульсий реагентами-деэмульгаторами. Механизм действия
Развитие химии деэмульгаторов. Современные реагенты деэмульгаторы
Технология применения реагентов-деэмульгаторов. Требования к реагентам
Товарный ассортимент реагентов-деэмульгаторов
Многофункциональные реагенты
Экспериментальная часть
9.1 Синтез неионогенных ПАВ -
9.2 Исследование реагентов на деэмульгирующую способность
  Библиографический список

ВВЕДЕНИЕ

В процессе добычи нефти и совместного движения ее с пластовой водой образуются устойчивые нефтяные эмульсии с различным содержанием в ней воды.

Использование добываемой нефти возможно при условии удаления из нее эмульгированной воды, так как присутствие со­лей в пластовой воде способствует коррозии оборудования, ней­трализует катализаторы нефтехимических процессов, повышает зольность концевых продуктов переработки нефти. Присутствие воды в нефти нарушает технологический режим работы ректи­фикационных колонн, требует дополнительных затрат энергии на нагрев, испарение, конденсацию обводненных продуктов нефтепереработки. Кроме того, при содержании в нефти воды сокращается пропускная способность трубопроводов, увеличи­ваются энергетические затраты, снижается грузоподъемность транспортирующих сырую нефть средств.

Основным методом очистки нефти от эмульгированной минерализованной воды является химический способ, основан­ный на применении специальных химических реагентов - по­верхностно-активных веществ. Это общепринятый в мире спо­соб разрушения водонефтяных эмульсий. В настоящее время имеется широкий ассортимент отечественных и импортных де­эмульгаторов. Рациональный подбор реагента-деэмульгатора для конкретной нефтяной эмульсии определяет эффективность разрушения эмульсии, технико-экономические показатели про­цесса.

В настоящее время не существует изданной учебной литературы по механизму действия реагентов-деэмульгаторов, основным требованиям к ним. В основном материал изложен в монографиях различных авторов, большая часть которых на английском языке. В данном методическом указании собраны воедино теоретические основы по способам синтеза реагентов-деэмульгаторов, по технологии применения, предполагаемые механизмы их действия на нефтяную эмульсию.

Нефтяные эмульсии, их характеристика

 

Эмульсия - это гетерогенная система, состоящая из двух несмешивающихся или малосмешивающихся жидкостей, одна из которых диспергирована в другой в виде мелких капелек (глобул). Жидкость, в которой содержатся мелкие капли другой жидкости, называют дисперсной средой (внешней, непрерыв­ной, сплошной), а капли жидкости в дисперсной среде называют дисперсной фазой (внутренней, разобщенной).

Водонефтяные эмульсии, представляющие собой дис­персные системы с большой межфазной поверхностью, облада­ют большой свободной поверхностной энергией и с термодина­мической точки зрения должны быть неустойчивыми, т.е. само­произвольно расслаиваться на нефть и воду. Однако на практике нефтяные эмульсии, образующиеся при добыче и транспортиро­вании обводненных нефтей, являются устойчивыми системами.

Причиной образования нефтяных эмульсий является эф­фективное перемешивание нефти с пластовой водой в стволе скважин при подъеме ее на поверхность земли и при дальней­шем движении по промысловым коммуникациям. Наиболее ус­тойчивые эмульсии получаются при способе эксплуатации скважин с применением электроцентробежных насосов (ЭЦН), способствующие усиленной турбулизации потока при движении от забоя до устья скважин.

По характеру дисперсной фазы и дисперсионной среды различают эмульсии трех типов:

- эмульсии обратного типа - полярной жидкости в неполярной (вода в нефти). В таких эмульсиях содержание дисперсной фазы (воды) в дисперсионной среде (нефти) может колебаться от сле­дов до 90-95%. Такой тип эмульсии охватывает диапазон раз­бавленных и высококонцентрированных эмульсионных систем, где в большей степени проявляются различия в факторах стаби­лизации.

- эмульсии прямого типа - неполярной жидкости в полярной во­де (нефть в воде). Образуются они в процессах разрушения об­ратных эмульсий, т.е. при деэмульсации нефти. Такие эмульсии могут добываться, если низкая минерализация пластовых вод и нефти содержат повышенное количество нафтеновых кислот.

- «множественные» эмульсии, в которых дисперсная фаза сама является эмульсией, содержащей глобулы другой фазы. Такие эмульсии характеризуются повышенным содержанием различ­ных механических примесей. Такие эмульсии очень трудно раз­рушаются и накапливаются на границе раздела фаз в отстойни­ках.

Основная масса добываемых нефтяных эмульсий пред­ставляет собой эмульсию первого типа. Нефтяные эмульсии от­носятся к полидисперсным системам, т.е. к системам, содержа­щим глобулы самых разных размеров - от 0,1 до 100 и более мкм (10-5 – 10-2 см). Это зависит от неравномерной пульсации нефтяного потока в турбулентном режиме. Различие градиента скоростей движущегося потока способствуют дроблению капель воды или слиянию их. Существование в нефти капель воды са­мого различного диаметра и является одной из основных причин неоднородности нефтяных эмульсий.

Одним из основных показателей нефтяных эмульсий яв­ляется их устойчивость, т.е. способность в течение длительного времени не разрушаться и не разделяться на две несмешиваю­щие фазы.

 

poisk-ru.ru

Понятия о нефтяных эмульсиях — Мегаобучалка

На разных стадиях разработки нефтяных месторождений со­держание воды в нефти может быть различным: в начальной стадии может добываться практически безводная нефть, затем количество воды в добываемой нефти постепенно увеличивается и на конеч­ных стадиях разработки месторождения может достигать 90% и более. Вода в нефти появляется вследствие поступления к забою скважины подстилающей воды или воды, закачиваемой в пласт с целью поддержания давления. При движении нефти, и пласто­вой воды по стволу скважины и нефтесборным трубопроводам про­исходит их взаимное перемешивание, а в результате перемешива­ния — дробление. Процесс дробления одной жидкости в другой называют диспергированием. В результате диспергирования одной жидкости в другой образуются эмульсии.Под эмульсией понимают такую смесь двух взаимно не раство­римых (или очень мало растворимых) жидкостей, одна из которых диспергирована в другой в виде мелких капелек (глобул).Дис­пергированную жидкость называют внутренней, или дис­персной фазой, а жидкость, в которой она находится, — дисперсионной, или внешней средой.Нефтяные эмульсии бывают двух типов: вода в нефти (В/Н) и нефть в воде (Н/В). Почти все эмульсии, встречающиеся при добыче нефти, являются эмульсиями типа вода в нефти (В/Н). Содержание пластовой воды в таких эмульсиях колеблется в широких пределах: от де­сятых долей процента до 90% и более. Эмульсии типа нефть в воде (В/Н) (впластовой воде диспергированы капельки нефти), встре­чающиеся в нефтепромысловой практике значительно реже, обычно содержат менее 1% нефти (в среднем 1000мг/л).Для образования эмульсии недостаточно только перемешива­ния двух несмешивающихся жидкостей. Если взять чистую воду и чистую нефть, то сколько бы мы их ни перемешивали, эмульсия не образуется. Чтобы она образовалась, необходимо наличие в нефти особых веществ — природных эмульгаторов. Та­кие природные эмульгаторы в том или ином количестве всегда содержатся в пластовой нефти. К нам относятся асфальтены, смолы, нефтерастворимые органические кислоты и другие мельчайшие механические примеси, как ил и глина. В процессе перемешивания нефти с пластовой водой и образо­вания мелких капелек воды частицы эмульгирующего вещества на поверхности этих капелек (или, как обычно принято говорить, на поверхности раздела фаз) образуют пленку (оболочку), препятствующую слиянию капелек. На рис.1 схемати­чески изображена такая плен­ка на поверхности глобулы воды. С явлением образования пленки на поверхности гло­булы воды связывают процесс «старения» эмульсии. Под процессом старения понима­ют упрочнение пленки эмуль­гатора с течением времени. Процесс старения эмульсии может протекать быстро или медленно от нескольких часов до 3-4 дней. Обычно первоначально этот процесс идет очень интенсивно, но по мере насыщения поверх­ностного слоя глобул эмульгаторами замедляется или даже прекращается. По истечении определенного времени пленки вокруг глобул воды стано­вятся очень прочными и трудно поддаются разруше­нию.В зависимости от размера капелек воды и степени ста­рения нефтяные эмульсии разделяются на три вида:

- легкорасслаивающиеся;

- средней стой­кости;

- стойкие.

В легкорасслаивающихся эмульсиях обычно большинство глобул круп­ные — размером от 50 до 100 мкм, в то время как стойкие эмульсии содержат в основном мелкие глобулы размерами от 0,1 до 20 мкм. Эмульсии средней стойкости занимают промежуточ­ное положение. Кроме отмеченных выше условий, на стойкость водонефтяных эмульсий влияют и некоторые дру­гие факторы: температура, содержание парафина, условия образования эмульсии количество и состав эмульгированной воды и др.

Основными характеристиками нефтяных эмульсий являются: агрегативная устойчивость, вязкость, размер эмульгированных глобул водной фазы.

Устойчивость эмульсий – это способность в течение определенного времени не разрушаться и не разделяться на две несмешивающиеся фазы.

Вязкость эмульсий зависит от содержания воды и наибольшая вязкость эмульсий для сырой нефти любых сортов приблизительно равна вязкости сырой нефти, умноженной на коэффициент 1,3; 1,8; 2,7; 4,1 для эмульсий, содержащих соответственно 10, 20, 30, 40% воды.

С повышением температуры вязкость нефти уменьшается, что способствует снижению стойкости эмульсии. С понижением тем­пературы из нефти выделяются кристаллики растворенного в ней парафина, который накапливается на оболочке глобулы и увели­чивает ее прочность. Поэтому эмульсии нефти, содержащей пара­фин, в зимних условиях имеют большую устойчивость. Интенсивность перемешивания нефти с водой при добыче также влияет на стойкость эмульсии. При фонтанном способе добычинефти в результате постепенного выделения газа в подъемных трубах и соответственного увеличения скорости потока могут образоваться весьма стойкие эмульсии. Дополнительное переме­шивание нефти происходит при резких поворотах потока в фон­танной арматуре и при прохождении через штуцеры. Степень диспергирования капель воды при прохождении через штуцер тем больше, чем больше перепад давления в штуцере. При газлифтном способе добычи нефти условия для образования эмульсий примерно те же, что и при фонтанной добыче.Образование эмульсий при газлифтном способе происходит в основном в месте ввода рабочего агента в насосно-компрессорные трубы. Эмульсии, образующиеся при газлифтном способе добычи нефти, также отличаются стойкостью. При глубинно-насосной эксплуатации скважин эмульгирование нефти происходит в узлах клапана, в паре плунжер — цилиндр и в подъемных трубах при возвратно-поступательном движении насосных штанг. При использовании погружных электроцентробежных насосов перемешивание продукции скважины происходит в рабочих ко­лесах насоса, а также при турбулентном движении смеси в подъ­емных трубах.Стойкость эмульсии при добыче нефти глубинными штанговыми насосами значительно ниже, чем при эксплуатации погружными электроцентробежными насосами, но она может повышаться в обоих случаях при малом к. п. д. оборудования. Особенно сильное влияние на стойкость эмульсии при насосной эксплуатации оказывают неисправности оборудования — про­пуски в насосах через неплотности, изношенные участки. В случае пропуска жидкости в клапанных узлах за счет давления столба жидкости над клапаном истечение жидкости происходят с большой скоростью, что вызывает турбулизацию и эмульгирование нефти. Особенно сильное эмульгирование происходит при наличии зазора плунжера.Немалую роль в повышении стойкости эмульсий играет также и наземное оборудование - это система нефтесборных труб, рас­пределительные коллекторы групповых замерных установок, штуцеры, задвижки, клапаны, уголки, тройники и сепараторы.

 

megaobuchalka.ru

Эмульгаторы асфальтов - Справочник химика 21

    Область применения ингибиторы сероводородной коррозии черных металлов в нейтральных водных и сильно минерализованных водно-нефтяных средах эмульгаторы асфальта гидрофобизаторы цемента, бетона ТВВ антистатики. [c.250]

    Значительную стойкость природным нефтяным эмульсиям придает обычно присутствующий в нефти эмульгатор, который адсорбируется на поверхности диспергированных частиц. Эмульгаторами для нефтяных эмульсий являются коллоидные растворы смолы, асфальтены, мыла нафтеновых кислот, а также тонко диспергированные глины, мелкий песок, суспензии металлов и др. Они обладают способностью прилипать к поверхности раздела двух фаз) эмульсии, образуя защитную броню глобулы. Эмульгаторы, которые способствуют образованию эмульсии масла в виде глобул в дисперсионной среде —воде (гидрофильные эмульгаторы), представляют собой коллоидные растворы веществ, активных в воде, т. е. растворяющихся или разбухающих в ней (например, щелочные мыла, белковые вещества, желатин). Вещества, растворимые в маслах (например, смолы, известковые мыла, окисленные нефтепродукты), носят названия гидрофобных, или олеофильных эмульгаторов. В этой эмульсии вода содержится в виде глобул, взвешенных в дисперсионной среде — нефти. [c.11]

    Вода с растворенными в ней солями находится в извлеченной из пласта нефти в виде мелких капель размером от 1,6 до 250 мкм. Капли соленой воды сорбируют на поверхности естественные эмульгаторы, содержащиеся в нефти, — нефтяные кислоты, асфальтено-смолистые вещества, микрокристаллы парафинов, механические примеси. А это затрудняет слияние и укрупнение капель. В настоящее время подготовка нефтей к переработке проводится в два этапа на промысле и непосредственно на нефтеперерабатывающем предприятии. [c.11]

    Экстракционным методом эмульгаторы были разделены на фракции парафины, смолы, асфальтены, вещества с высокой температурой плавления и твердые минеральные и углистые частицы. [c.24]

    Эмульсии прямого типа Н/В обладают совершенно другими свойствами, чем эмульсии В/Н. Если в эмульсиях В/Н эмульгаторами, стабилизирующими эмульсию, являются гидрофобные вещества - асфальтены, смолы и другие, го эмульсию Н/В стабилизируют гидрофильные вещества - различные мыла, водорастворимые ПАВ и др. Поэтому способы разрушения эмульсий В/Н совершенно не пригодны для разрушения эмульсий Н/В, а деэмульгаторы эмульсии В/Н в большинстве случаев являются эмульгаторами эмульсий Н/В. [c.36]

    В процессах образования эмульсий большую роль играют содержащиеся в нефти различные смолы, асфальтены и кислоты, являющиеся хорошими эмульгаторами и стабилизаторами. Химическое строение смол и асфальтенов исследовано еще не полностью. Молекулярная масса нефтяных смол изменяется от 500 до 1000. Все они содержат углерод, водород, кислород и почти все — азот и серу. Содержание нефтяных смол — от одного до нескольких десятков массовых процентов. [c.11]

    Нафтеновые кислоты являются сильными эмульгаторами, однако основным стабилизирующим элементом водонефтяных эмульсий являются асфальтены [144]. Нафтеновые кислоты хорошо [c.7]

    Вещества, способствующие образованию и стабилизации эмульсий, называются эмульгаторами. Ими являются такие полярные вещества нефти, как смолы, асфальтены, асфальтогеновые кислоты и их ангидриды, соли нафтеновых кислот, а также различные неорганические примеси. Например, по данным Левченко, в состав [c.111]

    Для разрушения нефтяных эмульсий применяют деэмульгаторы различного типа. Деэмульгаторы — это ПАВ, имеющие большую активность, чем эмульгаторы. Естественные ПАВ для нефти — смолы, нафтены, асфальтены, парафин, механические примеси для воды — соли, кислоты м ш. Э. В процессе разрушения нефтяных эмульсий деэмульгаторы вытесняют эмульгаторы с поверхностного слоя капель воды. Вытеснив с поверхностного слоя воды природные эмульгирующие вещества, деэмульгатор образует гидрофильный адсорбционный слой, в результате чего капельки воды при [c.40]

    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]

    Время же коалесценции глобул воды в нефти во многом зависит от вязкости нефти. Большое противодействие коалесценции в этом случае оказывает наличие в нефти веществ, образующих на поверхности глобул адсорбционные слои, обладающие структурно-механическими свойствами. Эти вещества носят название эмульгаторов. Те из них, которые молекулярно растворены в углеводородах нефти, например смолы, образуют молекулярные слои на границе раздела фаз. Но обычно вместе с ними бывают растворены и другие кислородсодержащие вещества асфальтены, органические кислоты и т. д., придающие нефти свойства коллоидного раствора. Эти вещества более активны, чем смолы. Они подавляют адсорбцию последних и адсорбируются сами на границе раздела фаз нефть — вода, образуя коллоидно-адсорбционные слои, обладающие высокими структурно-механическими свойствами. Особенно прочные структуры образуют асфальтены. [c.92]

    В нефти содержатся эмульгаторы гидрофобного характера. Ими являются высокомолекулярные асфальтены и смолы. Менее активны парафины, щелочноземельные нафтенаты, высокоуглеродистые твердые частицы и гидрофобизированные примеси пород, извлеченных [c.367]

    Область применения диспергатор красителей, глины эмульгатор битума, асфальта эмульгатор и диспергатор гербицидов вспомогательное вещество при крашении тканей, ацетатного шелка выравниватель при крашении замедлитель схватывания цемента депрес-сорная присадка добавка к композициям для очистки твердых поверхностей. [c.271]

    Наиболее заметный вклад в изучение эмульгаторов нефти и методов их выделения внесли профессора В.Г.Беньковский и А.А.Петров с сотр. Они установили, что основными эмульгаторами и стабилизаторами эмульсий вода - нефть являются асфальтены, смолы и высокоплавкие парафины, а также высокодисперсные твердые частицы (минеральные и карбоиды). При этом устойчивость эмульсий зависит не столько от концентра- [c.336]

    Прочность сольватной оболочки, где сконцентрированы эмульгирующие вещества, зависит также от pH водной фазы. Химический состав глобул воды и наличие в ней ионов некоторых соединений оказывают влияние на состав и свойства адсорбированных эмульгаторов. Имеются данные, показывающие, что прочность сольватной оболочки, образованной асфальтенами, максимальна в кислой среде водной фазы и минимальна в щелочной. Эмульгирующие свойства асфальтенов выше в кислой среде, а смол - в щелочной среде, поэтому в зависимости от pH водной фазы будет различна также прочность сольватной оболочки, содержащей в различных соотношениях смолы и асфальтены. [c.337]

    Эмульгаторами обычно являются такие полярные вещества нефти, как смолы, асфальтены, асфальтогеновые кислоты и их ангидриды, соли нафтеновых кислот, а также различные органические примеси. [c.89]

    Механизм образования эмульсии состоит в следующем на границе двух несмешивающихся жидкостей, из которых одна распылена в другой в виде мельчайших частиц, накапливается третье вещество, необходимое для образования эмульсии, — эмульгатор или стабилизатор эмульсии. Эмульгатор, растворимый в одной из жидкостей, образует как бы пленку, обволакивающую капельки распыленного вещества и препятствующую их слиянию. В нефтях такими эмульгаторами являются смолы, асфальтены, мыла нафтеновых кислот, соли. Помимо указанных веществ на устойчивость эмульсии оказывают влияние также и различного рода твердые вещества, находящиеся в диспергированном состоянии в одной из фаз. [c.58]

    Кислородные соединения нефти составляют смолы, асфальтовые вещества и нафтеновые кислоты. Смолы и асфальты — продукты с высоким молекулярным весом, придают нефти темную окраску, они химически неустойчивы и легко при нагревании разлагаются и коксуются. Нафтеновые кислоты могут быть выделены из нефти едким натром с получением натриевых солей, являющихся хорошими эмульгаторами. [c.457]

    Соли триэтаноламина с высшими жирными кислотами (стеариновой, олеиновой и линолевой) являются нейтральными мылами с консистенцией пасты они служат эмульгаторами для масел, восков и асфальтов, а также для других целей в текстильной, кожевенной и лакокрасочной промышленностях и в косметике. [c.347]

    Особенно значительное развитие кислотные гидрофобные эмульсии получили в 80 —90-е годы. Было предложено большое количество составов и технологий их приготовления. Вначале довольно часто приготовление кислотных эмульсий осуществлялось без применения каких-либо специальных ПАВ-эмульгаторов, а устойчивость эмульсий достигалась за счет асфальто-смолистых и ароматических компонентов, содержащихся в нефти. Однако при этом глубина скважин, как правило, была небольшой, а пластовые забойные температуры не превышали 60 °С. Поэтому к агрегативной стабильности эмульсий предъявлять высокие требования не было необходимости. [c.377]

    При окислении неочищенных парафинов, содержащих большое количество масел, получаются нафтеновые кислоты, а также асфальтены и смолы, являющиеся эмульгаторами, способствующими образованию стойких эмульсий неомыляемых веществ в мыле поэтому степень очистки парафина от них имеет решающее [c.57]

    Основная причина коррозии оборудования на нефтепромыслах и нефтеперерабатывающих заводах, вызывающая нарушение технологии добычи, транспорта и переработки нефти и аварийные разливы нефти на ландшафт и акватории,— поступающая из скважин вместе с нефтью пластовая вода, количество которой в эмульсиях на старых промыслах может доходить до 80-90 %. Устойчивости эмульсий способствуют природные эмульгаторы - асфальтены, нафтены, смолы, парафины и растворенные в пластовой воде соли и кислоты. Нарушение устойчивости возможно путем отстаивания, центрифугирования, фильтрования, совместного воздействия тепла и химических реагентов, воздействия электрического поля, импульсными и бесконденсаторными разрядами, а также комбинацией этих методов. [c.41]

    ОБЕЗВОЖИВАНИЕ И ОБЕССОЛИВАНИЕ НЕФТИ, подготовка нефти к переработке путем удаления из нее воды, минер, солей и мех. примесей. При добыче нефти неизбежный ее спутник-пластовая вода (от эмульсии типа вода в нефти (дисперсионная фаза-нефть, дисперсная-вода). Их формированию и стабилизации способствуют присутствующие в нефти прир. эмульгаторы (асфальтены, нафтены, смолы) и диспергир. мех. примеси (частицы глины, песка, известняка, металлов). Пластовая вода, как правило, в значит, степени минерализована хлоридами Na, Mg и Са (до 2500 мг/л солей даже при наличии в иефти всего 1% воды), а таюке сульфата ш и гидрокарбонатами и содержит мех. примеси. [c.308]

    Ингибиторы ИКБ-2, ИКБ-4, ИКБ-6, ИКБ-8 (смесь оксиэтнлалкилимидазоли-нов на основе кубовых остатков СЖК фракции С20 и выше). Св коричневая мазеобразная паста, ИКБ-2 смешивается с топливом ГС-1 и керосином, образуя коллоидный р-р не раств, в воде df =0,8 -ь 0,9 = 40 С t).q = 0,1 Па-с. И К Б-4 и И К Б-6 выпускаются марки В — водорастворимый (/заст =40 ч- 50 °С не вспыхивает не воспламеняется) и марки Н — нефтерастворимый ( заст = = 30 Ч- 40 °С, /всп = 90 °С, /своспл = 400 °С). ИКБ-8 хорошо диспергируется в воде, с нефтепродуктами не смешиваются /заст = 20 °С. ОП ингибиторы сероводородной коррозии черных металлов в нейтральных водных и сильно минерализованных водно-нефтяных средах эмульгаторы асфальта гидрофобизаторы цемента, бетона ТВВ антистатики. [c.296]

    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]

    А. А. Петров с сотрудниками [23, 24] разработали методику выделения асфальтенов и экстракционного разделения нефти на фракции, применяя растворители с различнбй полярностью. Экспериментально они установили, что основными эмульгаторами и стабилизаторами эмульсий В/Н являются высокомолекулярные соединения нефти (асфальтены, смолы и высокоплавкие парафины) и высокодиспергированные твердые минеральные и углистые частицы. [c.24]

    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]

    В. Г. 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]

    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]

    Эффективность применения ОВНЭ в процессах нефтедобычи во многом определяется их агрегативной устойчивостью. Последняя, в свою очередь, зависш ог содержания в эмульсии особых компонентов - эмульгаторов. Как известно, природными эмульгаторами водонефтяных эмульсий являются асфальтены нефти [31-33], Для повьппения агрегативной устойчивости и регулирования реологических свойств обратных водонефтяных эмульсий к ним добавляют искусственные эмульгаторы. Ниже, в разделе 3, представлены результаты наших исследований, посваденных разработке эмульгаторов ОВНЭ для добычи нефти, а также результаты исследований реологических свойств этих эмульсий. [c.22]

    Процессом, в известной степени обратным стирке, является пропитка тканей с целью повысить их водонепроницаемость при сохранении воздухопроницаемости (так называемая пористая водоотталкивающая пропиткй). Задача технолога при проведении этого процесса заключается в образовании на поверхности отдельных волоконец ткани тонких пленок, на которых вода образует большой краевой угол, С этой целью ткани пропитывают растворами или дисперсиями гидрофобных, так называемых водоотталкивающих веществ. В качестве таких веществ можно использовать ацетат алюминия, мыла поливалентных металлов, парафин, асфальт, нефтяные остатки, кремнийорганические соединения и смеси этих веществ. Иногда пропитку тканей с целью повышения их водонепроницаемости проводят в два приема. Например, ткань пропитывают сначала дисперсией парафина, содержащей мыло в качестве эмульгатора, а затем раствором ацетата алюминия, при этом частицы парафина отлагаются на волокне в результате коагуляции. [c.163]

    БЙТУМНЫЕ МАТЕРИАЛЫ, материалы на основе прир. асфальтов или нефтяных битумов. Содержат заполнители (щебень, песок, тальк, зола, молотая резина и др.), полимерные модифицирующие добавки (натуральный, хлоропреновый, бутадиен-стирольный каучуки, атактич. полипропилен, бутадиен-стирольные термоэластопласты), а также спец. добавки-антистатики, пластификаторы, разжижители, эмульгаторы и др. Широкое распространение Б. м. обусловлено их гидрофобностью, высокой радиационной стойкостью, легкостью переработки, а также доступностью нефтяных битумов. Ниже рассмотрены осн. типы Б. м. [c.294]

    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 - 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 всего образуется гидрофобная эмульсия, так как эмульгаторами в этом случае являются растворимые в нефти смолисто-асфальтено-вые вещества, соли органических кислот, а также тонкоизмельчен-ные частицы глины, окислов металлов и др. Эти вещества, адсорбируясь на поверхности раздела нефть-вода, попадают в поверхностный [c.179]

    Щелочные лигнины, лигносульфонаты и модифицированные лигнины находят самое разнообразное применение [10, 92, 96]. Их используют в качестве диспергаторов (для углеродной сажи, инсектицидов, гербицидов, пестицидов, глин, красителей, пигментов, керамических материалов) эмульгаторов, стабилизаторов и наполнителей (для почв, дорожных покрытий, асфальта, восков, кау-чуков, мыла, латексов, пены для огнетушения) соединений, связывающих металлы (в технологической воде, сельскохозяйственных микроудобрениях) добавок (к бурильным растворам, бетону, цементу, моющим составам, дубильным веществам, резинам, пластикам на основе виниловых мономеров) связующих и клеящих веществ (для гранулированных кормов, типографской краски, слоистых пластиков, литейных форм, руд) частичных заменителей реагентов (при получении карбамидоформальдегидных и феноло-формальдегидных смол, фурановых и эпоксидных смол, полиуретанов). Кроме того, их применяют в качестве коагулянтов белков, защитных коллоидов в паровых котлах, ионообменных материалов, акцепторов кислорода, компонентов наполнителей отрицательных пластин аккумуляторных батарей. [c.419]

    Вешества, способные понижать поверхностное натяжение и тем самым способствовать разрушению эмульсии, называются поверхностно-активными или деэмульгаторами. Вещества, способствующие образованию и стабилизации эмульсий, называются эмульгаторами. Ими являются такие содержащиеся в нефти вещества, как смолы, асфальтены, кислоты и их ангидрщц) , соли нафтеновых кислот, а также различные неорганические примеси. [c.36]

    Большая стойкость эмульсий обусловлена высокой вязкостью, повышенным коэффициентом поверхностного иатяжения и малой разностью плотностей внутренней фазы (вода) и внешней (мазут), а главное — изобилием эмульгаторов (стабилизаторов эмульсии) в современных высокосернистых мазутах. Стабилизаторами эмульсии в высокосернистых крекинг-мазутах являются асфальтены, а в сернистых мазутах прямой перегонки — смолы [17 ]. [c.31]

    О.В. Поздеевым ЛНЭ приготавливались на основе нефтей, эмульгатора эмультала и латексов различных марок. Авторами показано, что ЛНЭ на основе асфальтено-смолистых неф- [c.557]

    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]

    При обработке щелочью масляных дистиллятов с целью предварительной их нейтрализации можно встретиться со следующими явлениями. Присутствующие в дистилляте нафтеновые кислоты, вступая в реакцию с едким натром, образуют мыла, которые растворяются в водных растворах щелочи и удаляются из дистиллятов. Обычно при этом не образуется стойкой эмульсии, так как она имеет гидрофильный характер и при подогреве смеси расслаивается. В дальнейшем при промывке дистиллята водой часто образуются стойкие эмульсии. Причиной этого служат содержащиеся в дистилляте смолистые продукты (асфальтены, высокомолекулярные смолы и др.), находящиеся в дисперсном состоянии и являющиеся гидрофобными эмульгаторами. При нейтрализации дистиллята действие их как эмульгаторов не проявляется из-за наличия большого количества гидрофильных эмульгаторов. В дальнейшем при промывке дистиллята гидрофобные эмульгаторы не удаляются со щелочными водами и действие их сказывается весьма сильно. Явление это наблюдается при очистке дистиллятов, долго хранившихся и подвергшихся окислению, а также тяжелых дистиллятов с высоким содержанием продуктов асфальтового характера, попадающих в дистиллят в вакуумной колонне при недостаточно четкой ректификации. Разрушить образующиеся гидрофобные эмульсии можно путем нагревания дистиллятов до высоких температур под давлением, прибавлением раствора гидрофильных нафтеновых мыл и, наконец, действием слабого раствора минеральных кислот, разрушающих межфа-зовые пленки эмульгатора. [c.57]

chem21.info


Смотрите также