WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Средний диаметр капель, мкм Эмульсии с дистиллированной водой 0,0,0,0,0,0,3 0,0,0,0,10 11 13 14 15 16 17 20 6 7 8 9 10 11 13 Средний диаметр капель, мкм Средний диаметр капель, мкм 50% ДВ 70% ДВ 10% ДВ 30% ДВ Эмульсии с пластовой водой 0,7 0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,3 4 5 6 7 8 9 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 20 Средний диаметр капель, мкм Средний диаметр капель, мкм 10% ПВ 30% ПВ 50% ПВ 70% ПВ Рисунок 4 – Влияние содержания дистиллированной и пластовой воды в водонефтяной эмульсии Верхнего месторождения на степень раздробленности капель водной фазы Таким образом, на средний диаметр капель воды в эмульсиях влияет объем и минерализация водной фазы. Пластовая вода в 10–50%-ных эмульсиях способствует образованию капель меньшего диаметра, чем в эмульсиях с ДВ, что, возможно, происходит за счет образования более прочной оболочки из стабилизаторов на поверхности глобул воды.

Увеличение содержания воды влияет не только на размеры капель, но и на реологические свойства водонефтяных эмульсий. Для всех исследуемых эмульсий наибольшие изменения вязкости наблюдаются в области отрицательных температур. Вязкость 10, 20%-ных эмульсий с ДВ и нефти Верхнего месторождения имеет близкие значения во всем температурном интервале (рис. 5). Увеличение содержания воды в эмульсии до 30 % существенно влияет на вязкость; так при снижении температуры от +30 до +5 С вязкость эмульсий возрастает в 2– 3 раза. Для эмульсий с содержанием воды 40–50 % с понижением температуры наблюдается существенное увеличение вязкости (в 3–7 раз) (рис. 5).

Степень раздробленности Степень раздробленности Степень раздробленности Степень раздробленности Рисунок 5 – Зависимость эффективной вязкости (145 с-1) от температуры для нефти Верхнего месторождения и эмульсий с различным содержанием дистиллированной воды Вязкость эмульсий высокопарафинистых нефтей Арчинского и Фестивального месторождений в области температур от +20 до +30 °С с увеличением содержания воды в эмульсиях возрастает по сравнению с нефтью: для 10%-ных эмульсии в 2–4 раза, для 30%-ных – в 3–5 раз, для 50%-ных – в 5–7 раз (рис. 6, а,б).

Рисунок 6 – Зависимость эффективной вязкости от температуры нефтяных эмульсий (а) Арчинского, (б) Фестивального месторождений с различным содержанием ДВ Для оценки энергии межмолекулярного взаимодействия исследуемых нефтей и их эмульсий рассчитывали значения энергии активации вязкого течения (Еактвт). Значения Еактвт эмульсий и нефти Верхнего месторождения незначительно отличаются между собой (табл. 2). Расчет значений Еактвт высокопарафинистых нефтей и их эмульсий показал, что для 10%-ных эмульсий Еактвт выше по сравнению с нефтями (на 20–30 %) и 30, 50%-ными эмульсиями. С увеличением содержания воды в эмульсиях до 30–50 % Еактвт снижается. Возможно, это объ ясняется тем, что небольшое Таблица 2 – Энергия активации вязкого теколичество воды (10 %) нарячения для нефтей и водонефтяных эмульсий ду с высоким содержанием нЕактвт, алканов и смолистоОбразец кДж/моль асфальтеновых компонентов Нефть Верхнего месторождения 19,(САК) приводит к формироваЭмульсии 10 % ДВ 20,нию наиболее устойчивых 50 % ДВ 16,эмульсий. Повышение содерНефть Арчинского месторождения 32,жания воды приводит к увеЭмульсия 10 % ДВ 43,личению размеров капель в 30 % ДВ 31,водонефтяных системах, тем 50 % ДВ 29,самым, снижая энергию взаиНефть Фестивального месторождения 55,модействия между частицами Эмульсия 10 % ДВ 67,и, следовательно, стабиль30 % ДВ 47,ность системы.

50 % ДВ 31,Вязкостные характеристики водонефтяных эмульсий Верхнего месторождения с ПВ изменяются так же, как и для эмульсий с ДВ: с увеличением содержания воды в эмульсиях вязкость растет (рис. 7).

Рисунок 7 – Зависимость эффективной вязкости (145 с–1) от температуры для нефти Верхнего месторождения и эмульсий с различным содержанием ПВ Значения вязкости для 10–30%-ных эмульсий с ПВ при положительных температурах незначительно отличаются от вязкости нефти. Понижение температуры от +30 до +5 С приводит к увеличению вязкости 20–50%-ных эмульсий в 2–25 раз. При содержании 50 % ПВ вязкость эмульсий резко возрастает во всем температурном диапазоне, причем вязкость эмульсий с ПВ выше, чем эмульсий с ДВ, во всем температурном диапазоне.

Таким образом, с увеличением содержания пластовой и дистиллированной воды вязкость эмульсий значительно повышается во всем температурном диа пазоне, причем на реологическое поведение смолистых парафинистых и высокопарафинистых нефтей и их эмульсий влияет не только содержание водной фазы, но и ее минерализация.

В четвертом разделе рассматривается влияние состава нефти и степени ее обводненности на структуру природных нефтяных эмульгаторов. Кроме размеров капель существенное влияние на вязкостные характеристики эмульсий оказывают основные природные эмульгаторы, а именно САК и парафиновые углеводороды, стабилизирующие эмульсии за счет образования прочных адсорбционных слоев на границе раздела фаз. Влияние группового состава нефти и степени ее обводненности на групповой состав межфазных слоев изучали на 10, 50 и 70%-ных эмульсиях Арчинского, Фестивального и Верхнего месторождений с ДВ (табл. 3).

Таблица 3 – Групповой состав исследуемых нефтей и межфазных слоев водонефтяных эмульсий с дистиллированной водой Содержание, % мас. (С+А)/ Образец Масла (в т.ч. н-алканы) БС СБС А н-алканы Нефть Фестивального месторождения Нефть 72,0(20,0) 8,7 17,2 2,1 – Межфазный слой эмульсий с содержанием воды: 10 % 70,5(17,0) 8,5 17,0 4,0 1,50 % 68,9(15,3) 8,3 16,3 6,5 2,Нефть Арчинского месторождения Нефть 74,6(6,6) 12,1 12,7 0,6 – Межфазный слой* 10 % 76,6(6,6) 11,2 10,5 1,7 3,50 % 76,7(6,0) 10,5 10,3 2,5 3,Нефть Верхнего месторождения Нефть 80,2(3,6) 11,5 8,2 0,1 – Межфазный слой* 10 % 81,4(2,7) 10,4 7,4 0,8 6,50 % 80,4(2,8) 10,1 7,0 2,5 7,70 % 77,4(3,2) 9,3 5,6 7,7 7,* – групповой состав межфазных слоев эмульсий с содержанием воды: 10, 50, 70 % С увеличением содержания воды в эмульсии в групповом составе межфазных слоев возрастает доля асфальтенов в 2–3 раза для эмульсий нефти Фестивального месторождения, в 3–4 раза для эмульсий нефти Арчинского месторождения и в 8–80 раз для эмульсий нефти Верхнего месторождения (табл. 3).

Было отмечено, что в групповом составе межфазных слоев эмульсий по сравнению с нефтями происходит незначительное снижение доли н-алканов: для Арчинского месторождения – в 1,1 раза и 1,2–1,3 раза для Фестивального и Верхнего месторождений. Доля бензольных и спиртобензольных смол в групповом составе межфазных слоев эмульсий Фестивального месторождения снижается в 1,06 раза, для Арчинского месторождения – в 1,08–1,23 раза, для Верхнего месторождения – почти в 1,5 раза по сравнению с исходными нефтями.

Соотношение САК к н-алканам характеризует тип стабилизатора водонефтяной системы. Определение типа стабилизатора позволяет осуществлять подбор эффективного способа деэмульгирования. Известно, что эмульсии со смолисто асфальтеновым типом стабилизатора (С+А)/н-алканы1,0 наиболее эффективно разрушаются неионогенными деэмульгаторами. Для эмульсий нефтей c повышенным содержанием смолистых компонентов (суммарное содержание смол > 15 %) и различным содержанием н-алканов тип стабилизатора – смолистоасфальтеновый (табл. 3). Таким образом, в независимости от содержания н-алканов тип стабилизатора эмульсий исследуемых нефтей определяют САК.

Устойчивость нефтяных эмульсий в значительной степени зависит не только от физико-химических свойств нефти, но и от количества и минерализации пластовой воды. Минерализация водной фазы нефтяных эмульсий может влиять на устойчивость за счет взаимодействия солей пластовой воды с природными стабилизаторами. Исследование влияния концентрации солей в водонефтяных дисперсных системах на групповой состав межфазных слоев проводили на 10, и 70%-ных эмульсиях нефти Верхнего месторождения с ПВ. Минерализацию воды 50%-ных эмульсий изменяли путем разбавления пластовой воды дистиллированной. При этом содержание ДВ в солевом растворе составляло от 0 до 100 %.

Групповой состав межфазных слоев эмульсий с ПВ нефти Верхнего месторождения изменяется так же, как и эмульсий с ДВ (табл. 4). Однако, доля асфальтенов увеличивается значительно по сравнению с эмульсиями с ДВ. Для 10%-ных эмульсий доля асфальтенов увеличивается в 38 раз, для 50%-ных – в 350 раз, для 70%-ных – в 225 раз по сравнению с исходной нефтью. Для межфазных слоев 50– 70%-ных эмульсий с ПВ наблюдается уменьшение доли СБС и БС в 1,4 и 2 раза.

Таблица 4 – Групповой состав нефти и межфазных слоев водонефтяных эмульсий Верхнего месторождения с пластовой водой Содержание, % мас. (С+А)/ Образец Масла (в т.ч. н-алканы) БС СБС А н-алканы Нефть 80,2(3,6) 11,5 8,2 0,1 – Межфазный слой эмульсии с ПВ: 10 % 79,1(2,5) 10,1 7,0 3,8 8,50 % 54,0(1,3) 5,0 6,0 35,0 35,70 % 64,8(2,7) 6,2 6,5 22,5 13,Анализ группового состава показал, что снижение минерализации водной фазы в эмульсиях с 485 до 437 г/дм3 приводит к уменьшению доли асфальтенов в 1,27 раза, до 340 г/дм3 – в 2 раза, до 243 г/дм3 - в 4 раза, до 49 г/дм3 - в 11 раз по сравнению с межфазным слоем эмульсии с неразбавленной ПВ (табл. 5). В эмульсиях с водной фазой, в которой содержание солей составляет 146 и 49 г/дм3, массовая доля асфальтенов в составе межфазных слоев снижается до уровня содержания их в межфазном слое, выделенном из эмульсии с ДВ. Снижение минерализации водной фазы сопровождается увеличением содержания БС по сравнению с межфазным слоем эмульсий с неразбавленной ПВ. Значительное увеличение доли асфальтенов для межфазных слоев эмульсий с ПВ происходит за счет структурных преобразований смолисто-асфальтеновых ассоциатов в присутствии высокоминерализованной пластовой воды, содержащей хлоридно-кальциевые ионы.

Таблица 5 – Групповой состав межфазных слоев 50%-ных эмульсий нефти Верхнего месторождения с водной фазой различной минерализации Минерализация Масла БС СБС А (С+А)/ н-алканы водной фазы, г/дм3 (в т.ч. н-алканы) 485 54,0(1,3) 5,0 6,0 35,0 35,437 58,1(1,5) 6,2 8,2 27,5 27,340 65,8(1,7) 7,2 10,7 16,3 20,243 73,5(1,7) 8,5 9,3 8,7 15,146 76,8(2,1) 9,3 8,8 5,1 11,49 78,4(2,7) 11,0 7,5 3,1 8,Для эмульсий высокосмолистой нефти с минерализованной водой характерен смолисто-асфальтеновый тип стабилизатора: соотношение (С+А)/н-алканы = 8,3 – 35,4 (табл. 4). Для межфазных слоев эмульсий Верхнего месторождения с ПВ увеличение содержания асфальтенов приводит к значительному повышению значений (С+А)/н-алканы. Со снижением минерализации водной фазы эмульсий значения (С+А)/н-алканы постепенно уменьшаются (табл. 5), то есть на тип стабилизатора эмульсий влияет не только состав нефти, но и минерализация водной фазы.

Проведенные исследования показали, что групповой состав межфазного слоя водонефтяных эмульсий зависит не только от содержания воды, но и от общей концентрации солей в водной фазе, причем минерализация пластовой воды в исследуемых эмульсиях Верхнего месторождения в большей степени влияет на структуру и состав асфальтенов. По данным структурно-группового анализа состав асфальтенов изменяется в зависимости от содержания воды и концентрации солей в водной фазе (табл. 6).

Таблица 6 – Структурно-групповой анализ асфальтенов, выделенных из нефти и межфазных слоев 50%-ных эмульсий с ДВ и ПВ Верхнего месторождения Межфазные слои эмульсий Характеристики «средней молекулы» Нефть с 50 % содержанием воды асфальтенов ДВ ПВ Молекулярная масса а.е.м 1050,0 1320,0 2036,С 72,5 89,6 135,Н 122,2 146,3 222,Число атомов в «средней молекуле» N 0,4 0,7 1,S 0,3 0,4 0,O 2,6 4,4 9,Протонодефицитность (2С-Н) z 22,8 32,9 49,Количество атомов углерода Сп 48,3 62,7 95,в парафиновых фрагментах Количество ароматических атомов углерода Са 11,7 26,9 40,Фактор ароматичности fa 16,8 30,0 30,Количество ароматических ядер ma 1,4 5,0 5,На 3,8 13,0 16,Число протонов Ннас 118,4 133,3 206, Как следует из табл. 6, наиболее значительные изменения наблюдаются в составе асфальтенов, выделенных из эмульсий с ПВ: молекулярная масса асфальтенов, выделенных из межфазных слоев эмульсий с ДВ, выше в 1,26 раз, а с ПВ в 2 раза больше по сравнению с молекулярной массой асфальтенов исходной нефти. Содержание гетероатомов в асфальтенах, выделенных из межфазных слоев эмульсий с ДВ и ПВ, значительно выше по сравнению с нефтью: доля атомов N – в 2–3 раза, S – в 1,3 и 2 раза; О – в 1,7 и почти в 4 раза, соответственно; доля атомов углерода увеличивается в 1,2 и в 2 раза, доля атомов Н – в 1,2 и почти в 2 раза соответственно.

Увеличение степени водородной недостаточности и ароматических атомов углерода в «средней молекуле» в асфальтенах, выделенных из межфазных слоев эмульсий с ДВ и ПВ, может свидетельствовать об увеличении цикличности молекул по сравнению с асфальтенами нефти. Увеличение условного содержания поликонденсированных ароматических фрагментов и кислородсодержащих структур также подтверждаются данными ИК-спектроскопии (табл. 7).

Таблица 7 – Спектральные коэффициенты асфальтенов нефти и 50%-ных эмульсий Верхнего месторождения с ДВ и ПВ Асфальтены Межфазные слои эмульсий Спектральные коэффициенты Нефть с 50 % содержанием воды ДВ ПВ Условное содержание нафтеновых D975/D1465 0,2 0,2 0,структур Условное содержание парафиновых D725/D1465 0,2 0,2 0,структур Условное содержание конденсироD750/D725 0,8 1,2 1,ванных ароматических фрагментов Условное содержание D1740/D1465 0,1 0,3 0,кислородсодержащих структур Состав асфальтенов межфазных слоев эмульсий с ДВ Верхнего месторождения отличается от асфальтенов исходной нефти незначительно, за исключением кислородсодержащих фрагментов – их условное содержание увеличивается в 2–4 раза (табл. 7). Увеличение условного содержания кислородсодержащих структур и конденсированных ароматических фрагментов так же наблюдается в составе асфальтенов межфазных слоев эмульсий с ПВ.

Увеличение содержания воды в эмульсиях приводит к изменению не только состава, но и дисперсности структуры асфальтенов. Асфальтены нефтей Фестивального, Арчинского и Верхнего месторождений и межфазных слоев 10%-ных эмульсий с ДВ имеют мелкозернистую дисперсную структуру с хлопьевидными частицами, а в асфальтенах, выделенных из межфазных слоев 50 и 70%-ных эмульсий с ДВ, происходит увеличение доли однородной и упорядоченной структуры (рис. 8).

Анализ микрофотографий асфальтенов показывает, что с увеличением содержания ПВ в эмульсии, происходят аналогичные изменения формы частиц асфальтенов, что и в эмульсиях с ДВ: в структуре асфальтеновых компонентов увеличивается доля аморфной фазы и размеры хлопьевидных частиц (рис. 8).

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»