Водонефтяные эмульсии

Министерство образования РТ

	

	

	

	АГНИ

	

	

	

	Кафедра химии

	

	

	

	РЕФЕРАТ

	по химии

	

	на тему: «водонефтяные эмульсии»

	

	

	

	

	Выполнил: ст.гр. 11-11

	Жирнов А.Е

	Проверил: Будкевич Р.Л.

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	Альметьевск 2003

	

	

	Содержание:

	

	КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

	

	ДИСПЕРСНОСТЬ ЭМУЛЬСИЙ

	

	ВЯЗКОСТЬ ЭМУЛЬСИЙ

	

	ВЛИЯНИЕ ДИСПЕРСНОСТИ ГЛОБУЛ ВОДЫ НА ВЯЗКОСТЬ 

	ЭМУЛЬСИЙ

	

	ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ВЯЗКОСТИ ДЕГАЗИРОВАННЫХ ЭМУЛЬСИЙ

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

В эмульсиях, т.е. механических смесях нерастворимых друг в друге жидкостей (бывают газожидкостные эмульсии), различают две фазы - внутреннюю и внешнюю.

Лиофобные, т.е. термодинамически неустойчивые, эмульсии классифицируют по полярности дисперсной фазы и дисперсионной среды, а также по концентрации дисперсной фазы в системе:

Согласно первой классификации, различают эмульсии:

- неполярной жидкости (нефти) в полярной воде - эмульсии первого рода, или прямые (М/В),;

- эмульсии полярной жидкости в неполярной среде эмульсии второго рода, или обратные (В/М).

Жидкость, в которой содержатся мелкие капли другой жидкости, называют дисперсионной средой (внешней, неразрывной, сплошной), а капли жидкости, размещенные в дисперсионной среде,

- дисперсной фазой (внутренней, разобщенной).

В эмульсиях М/В внешней фазой является вода, и поэтому они смешиваются с водой в любых отношениях и обладают высокой электропроводностью, в то время как эмульсии В/М смешиваются только с углеводородной жидкостью и не обладают заметной электропроводностью. Установлено, что тип образующейся эмульсии в основном зависит от соотношения объемов нефти и воды; дисперсионной средой (внешней) обычно стремится стать та жидкость, объем которой больше.

Иногда нефтяные эмульсии классифицируют по концентрации дисперсной фазы в дисперсионной среде, в связи с чем они подразделяются на три типа: разбавленные, концентрированные и высококонцентрированные .

К разбавленным эмульсиям относят системы жидкость - жидкость, содержащие до 0,2. объем. % дисперсной фазы; к концентрированным эмульсиям - с содержанием дисперсной фазы до 74 объем. %; к высококонцентрированным - с содержанием дисперсной фазы свыше, чем 74 объем. %.





Особенности разбавленных эмульсий:

незначительный диаметр капель дисперсной фазы (10'5 см); 

наличие на каплях электрических зарядов;

низкая вероятность их столкновения; 

высокая стойкость.

Особенности концентрированных эмульсий: 

1)капли имеют относительно большие размеры и могут седиментировать; 

2) могут быть как устойчивыми, так и неустойчивыми.

Особенности высококонцентрированных эмульсий: 

капли (одиночные) дисперсной фазы практически не способны к седиментации; 

вследствие большой концентрации могут быть деформированы.

Размеры капель дисперсной фазы в эмульсиях могут быть самыми разнообразными и колебаться в пределах от 0,1 до 100 и более

мкм. Нефтяные эмульсии относятся к полидисперсным системам, т.е. к системам, содержащим частицы самых разных размеров. Нефтяные эмульсии характеризуются следующими основными физико-химическими свойствами: дисперсностью, вязкостью, плотностью и электрическими свойствами. Кратко остановимся на этих свойствах эмульсий.

ДИСПЕРСНОСТЬ ЭМУЛЬСИЙ

Под дисперсностью эмульсий понимают степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсной среде. Дисперсность является важной характеристикой эмульсий, определяющей их свойства. Дисперсность эмульсий характеризуется тремя величинами: диаметром капелек d, обратной величиной диаметра капельки D= 1/d, называемой обычно дисперсностью, удельной межфазной поверхностью, т.е. отношением суммарной поверхности глобул к общему их объему. Все эти величины взаимосвязаны.

Чем больше удельная поверхность, чем более стойкой является эмульсия, тем будет больше расход деэмульгатора для разрушения бронирующих оболочек на глобулах воды.

   Дисперсные системы, состоящие из капель различного диаметра называются полидисперсными. Нефтяные эмульсии относятся к полидисперсным системам.

Удельная поверхность дисперсной системы Sуд равна общей поверхности между фазами S, деленной на объем дисперсной фазы V. Удельную поверхность эмульсий, содержащих в дисперсной фазе сферические частицы диаметром d, определяют по формуле:



Из формулы видно, что удельная поверхность обратно пропорциональна размеру капель.

ВЯЗКОСТЬ ЭМУЛЬСИЙ

Вязкость нефтяных эмульсий - не аддитивное свойство, т.е.



где  и - абсолютные вязкости нефти и воды, и она зависит от следующих основных факторов:

вязкости самой нефти; 

температуры, при которой формируется эмульсия; 

количества содержащейся воды в нефти; 

степени дисперсности, или диаметра капель дисперсной фазы в дисперсионной среде (для эмульсий типа В/Н).

У нефтяных эмульсий, как и у парафинистых нефтей, не подчиняющихся закону Ньютона, вязкость  изменяется в зависимости от градиента скорости. В этом случае  называют кажущейся вязкостью.

Основной причиной аномалии вязкости эмульсий является деформация диспергированных частиц, возникающая в процессе увеличения напряжения сдвига. С возрастанием приложенной силы капли эмульгированной жидкости удлиняются, превращаясь из шариков в эллипсоиды, что затрудняет течение и приводит к повышению кажущейся вязкости эмульсии.

Над изучением вязкости дисперсных систем и, в частности, эмульсий работали многие исследователи, которые предложили несколько уравнений для расчета вязкости систем с различным содержанием диспергированного вещества.

А. Эйнштейн предложил следующую формулу:





где -цязкость эмульсии; - вязкость дисперсионной среды (нефти);  - коэффициент обводненности - отношение объема дисперсной фазы (воды) к общему объему системы (воды + нефти). Формула справедлива только при низких концентрациях диспергированного вещества (воды).

При выводе формулы предполагалось, что диспергированные частицы имеют вид упругих шариков, диаметр которых мал по сравнению с расстоянием между ними.

Позднее была установлена возможность использования формулы Эйнштейна при обводненности нефти до 15%. Тейлор предложил следующую формулу 





где —вязкость эмульсии; - вязкость внутренней фазы;  - вязкость внешней фазы. Но и она не позволяет достаточно точно определять вязкость эмульсий.

Одной из таких более универсальных формул является формула Монсона, полученная на калифорнийских нефтях:



Однако она применима, как указывает сам автор, для эмульсий, в которых < 0,5

В формуле не учитывается влияние размеров капель воды на величину вязкости эмульсии, что противоречит выводам, сделанным П.А. Ребиндером.





ВЛИЯНИЕ ДИСПЕРСНОСТИ ГЛОБУЛ ВОДЫ НА ВЯЗКОСТЬ ЭМУЛЬСИЙ

Уменьшение размера частиц при одинаковой концентрации дисперсной фазы приводит к увеличению вязкости системы. Связь эта нелинейна и ослабевает по мере увеличения размера частиц. Установлено, что при диаметрах частиц более 100 мкм влияние их размера на вязкость системы становится пренебрежимо малым и оно становится весьма ощутимым, когда размер капель достигает 10 и менее мкм.

27

Опираясь на исследования и др. автором в была предложена формула и графики, учитывающие влияние на вязкость дегазированных эмульсий размеров глобул воды при различной обводненности.

Из графика видно, что влияние дисперсности на увеличение вязкости эмульсии весьма существенна при небольших размерах капель, но оно быстро ослабевает при увеличении их размеров до 120-160 мкм.



Зависимость :

1, 2, 3 - соответственно при  равном 0,2; 0,3; 0,4; 4 - экспериментальные данные Б.А. Соломыкова при (-0,3;  - содержание воды в нефти в долях единицы; а - размер глобул, мкм.

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ВЯЗКОСТИ ДЕГАЗИРОВАННЫХ ЭМУЛЬСИЙ

При составлении проектов разработки и обустройства нефтяных месторождений необходимо располагать данными о вязкости разгазированных водонефтяных эмульсий при различной температуре в широком диапазоне обводненности (10-60 %). Однако таких данных, как правило, не хватает в связи с неразбуренностью месторождения и небольшим числом скважин, прошедших стадию пробной эксплуатации. Поэтому проблема прогнозирования вязкости водонефтяных эмульсий по ограниченному объему материалов и небольшому числу параметров всегда весьма актуальна. Наиболее часто известными параметрами оказываются вязкость безводной нефти по нескольким скважинам и заданные значения обводненности и температуры.

Особенно важно располагать прогнозными данными по месторождениям и залежам тяжелых нефтей плотностью 900-930 кг/м3, объем добычи которых постоянно возрастает. Как отмечалось, на вязкость эмульсии существенно влияет степень дисперсности глобул

воды. При проектировании принимают максимальные значения вязкости эмульсий, соответствующие размерам глобул воды в нефти в

промысловых условиях порядка 3-10 мк.

Для приготовления искусственных эмульсий безводные нефти скв. 1, 2, 3 плотностью соответственно 910, 913 и 930 кг/м3 и вязкостью 74, 90, 144 мПа-с при температуре 20°С использовалась лабораторная четырехлопастная мешалка и соленая пластовая вода плотностью 1,17 кг/м3 обеспечивающая дробление капель пластовой воды до размера 3-10 мк. Стабильность приготовленных эмульсий проверяли путем статического отстоя при температуре 20-22°С в течение 120 мин. Они считались стабильными, если количество выделившейся свободной воды не превышало 0,5% ее исходного содержания.

Вязкость безводных нефтей и искусственных эмульсий определяли на ротационном вискозиметре типа ФАНН, где их выдерживали при заданной температуре в течение 10 мин. Показания снимали после включения ротора при частотах вращения п, равных 600, 300, 200 и 100 мин"1. Так как способы эксплуатации скважин, количество извлекаемой жидкости и обводненность нефти в процессе разработки месторождений постоянно изменяются, что влияет на скорость движения жидкости и степень дисперсности эмульсий, пропускную способность трубопроводов обычно рассчитывают по усредненным значениям вязкости эмульсий в диапазоне градиентов скоростей 0,2-1,2 м/с. Усредненный расчетный градиент скорости был принят равным

0,56м/с.

Кажущуюся динамическую вязкость нефти и эмульсий определяли по формуле

=SФfc

где S - фактор скорости (для n, равной 600, 300, 200 и 100 мин-1 S соответственно равен 0,5; 1; 1,5 и 3); Ф - показание шкалы вискозиметра; f- коэффициент пружины (1 и 10); с = 1 - коэффициент ротора.

Закономерности изменения вязкости эмульсий в зависимости от обводненности при температуре процесса 30-50°С оказались практически одинаковыми. Из этого следует, что вязкость свежесформированных эмульсий различной обводненности при прочих равных условиях (температура и др.) определяется в основном вязкостью безводных нефтей. Следовательно, в первом приближении темп увеличения вязкости эмульсии можно считать пропорциональным коэффициенту обводненности , равному отношению вязкости эмульсии , замеренной при температуре t, к вязкости безводной нефти г|о(ф определенной при той же температуре.

Значения  при температуре t = 20-60°С и обводненности w = 0-60%, рассчитанные по экспериментальным данным. Cредние значения  для различных типов нефтей при одном и том же w для всех скважин достаточно хорошо совпадают и увеличиваются с повышением w. Аналогичные закономерности изменения  и  в зависимости от w получены и для эмульсий, сформированных опресненными водами.

Для исключения промежуточных замеров вязкости безводной нефти при разных температурах был введен поправочный безразмерный коэффициент , равный отношению вязкости безводной нефти при t = 20°С к вязкости этой же нефти при температуре t(x). Значения коэффициентов  рассчитанные по экспериментальным данным. После соответствующих преобразований линейной зависимости , от t(x) получена формула

 = 0,0733t(x) - 0,632.

С учетом этого выражения можно ориентировочно рассчитывать прогнозные значения вязкости обводненной нефти при заданных температурах по известной вязкости безводной нефти при фиксированной температуре t(x) и значению параметра .

Анализ показал, что рассматриваемая методика оценки прогнозной вязкости приемлема для w <45%. Вместе с тем расчетные значения вязкости эмульсии для нефтей различных скважин обвод-ненностью около 60% изменяются в значительных пределах (рис. 1.7).





Рис.   1.7.   Зависимость   вязкости эмульсий  от обводненности w при температуре 50°С.

кривые: 1, 2 – экспериментальные; 1', 2' -расчетные соответственно для скв. 1 и 2. 













Список использованной литературы:

В.П. Тронов «Промысловая подготовка нефти» Казань 2000г 414стр.