Поверхностно-активные вещества в нефти

ПАВ – вещества, которые могут абсорбироваться на поверхности раздела фаз и снижать ее свободную поверхностную энергию.

В нефти содержатся вещества, в состав которых, помимо углерода и водорода, входят кислород, азот, сера. Молекулы этих соединений обладают полярностью, могут концентрироваться на поверхностях раздела фаз, относятся к ПАВ.

Причины образования и старения нефтяных эмульсий

Причины образования эмульсий

1. наличие эмульгаторов, которые понижают поверхностное натяжение на границе раздела фаз

2. при добыче нефти вследствие непрерывного перемешивания нефти и воды

3. выделение растворенных газов

4. окисление нафтеновых кислот с образованием эмульгаторов

Старение – повышение устойчивости эмульсии со временем. Старение интенсивно протекает в начальный период после образования эмульсий, а затем замедляется.

Способы разрушения нефтяных эмульсий

Механические методы:

1. Гравитационное разделение (отстой)

Вода удаляется из нефти путем отстоя в присутствии деэмульгаторов.

2. Центрифугирование

На глобулы воды действует центробежная сила:

3. Фильтрация

Материал фильтра избирательно смачивается веществом дисперсной фазы.

Термохимические методы

Данные методы воздействуют на эмульсию химическими реагентами-деэмульгаторами и тепловой энергией. Пленка из эмульгирующих веществ вокруг глобулы воды разрушается, или снижается ее прочность и защитные свойства, глобулы осаждаются под действием силы тяжести.

Электрические методы

Попадая между электродами глобулы воды, зараженные отрицательно, испытывают воздействие со стороны электрического поля. Адсорбционные оболочки на глобулах воды разрушатся, глобулы сливаются и оседают под действием силы тяжести.

Воздействие электрического поля на эмульсию усиливает обезвоживание воды. Для обессоливания нефти ее промывают пресной водой. Процесс обезвоживания и обессоливания протекает в электродегидраторах.

Пластовые воды нефтяных месторождений: Значение пластовых вод при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Общие понятия о составе и свойствах пластовых вод. Методы определения содержания воды в нефти: проба на потрескивание, метод Дина-Старка.

Вода, залегающая в одном и том же пласте вместе с нефтью или газом, называется пластовой. В нефтегазоносных залежах распределение жидкостей и газов соответствует их плотностям: верхнюю часть пласта занимает свободный газ, ниже залегает нефть, которая подпирается пластовой водой. Однако пластовая вода в нефтяных и газовых залежах может находиться не только в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газовой, насыщая вместе с нефтью и газом продуктивные породы залежей. Эту воду называют связанной или погребенной.

Состав

В состав вод нефтяных месторождений входят, главным образом, хлориды, бикарбонаты и карбонаты металлов натрия, кальция, калия и магния. Содержание хлористого натрия может доходить до 90 % от общего содержания солей. Иногда встречается сероводород и в виде коллоидов окислы железа, алюминия и кремния. Часто присутствует йод и бром, иногда в таком количестве, что вода может быть объектом их промышленной добычи.

Воды нефтяных месторождений отличаются от поверхностных или отсутствием сульфатов (соединений SO4), или их слабой концентрацией.

Помимо минеральных веществ, в водах нефтяных месторождений содержатся некоторые минеральные вещества, углекислота, легкие углеводороды, нафтеновые и некоторые жирные кислоты.

Воды нефтяных месторождений могут содержать бактерии органических веществ, которые придают различную окраску (розовую, красную, молочную).

Содержание связанной воды в породах нефтяных залежей колеблется от долей процента до 70 % объема пор и в большинстве коллекторов составляет 20 30 % этого объема.

При содержании в пласте воды до 35 40 % и небольшой проницаемости пород пласта из скважин может добываться безводная нефть, так как связанная вода в этом случае в пласте не перемещается.

Свойства

Отношение объема воды, содержащейся в породе, к объему пор этой же породы называется коэффициентом водонасыщенности:

где - коэффициент водонасыщенности; - объем воды в породе; - объем пор.

Отношение объема нефти, содержащейся в породе, к общему объему пор называется коэффициентом нефтенасыщенности:

где – коэффициент нефтенасыщенности; – объем нефти в породе; – объем пор.

Основные физические свойства пластовых вод.
1. Минерализация воды характеризуется количеством растворенных в ней минеральных солей. Степень минерализации вод часто выражается их соленостью, т. е. содержанием растворенных в воде солей, отнесенных к 100 г раствора.
Воды нефтяных месторождений делятся на два основных типа: жесткие и щелочные. На практике для классификации вод принимают классификацию Пальмера, который рассматривает воду как раствор солей. Каждая соль, растворяясь в воде, придает ей определенные свойства.
Например, раствор поваренной соли делает воду нейтральной. Жесткость придают воде сульфаты кальция и магния, образующие «вторичную соленость».
2. Плотность воды зависит от степени ее минерализации и от температуры и составляет примерно от 1010 до 1080 кг/м3 и более.
3. Сжимаемость. Коэффициент сжимаемости воды, т. е. изменение единицы объема ее при изменении давления на 0,1 МПа в пластовых условиях, находится в пределах 3,7·10-5 ÷ 5·10-5/0,1 МПа в зависимости от температуры и абсолютного давления. Содержание в воде растворенного газа повышает ее сжимаемость.
4. Растворимость газов в воде значительно ниже растворимости их в нефтях. Рост минерализации воды способствует уменьшению растворимости в ней газа.
5. Электропроводность находится в прямой зависимости от минерализации вод. Пластовые воды являются электролитом.
6. Вязкость пластовой воды при 20°С составляет 1мПа·с, а при 100 °С – 0,284 мПа·с.