Стабильность эмульсий типа «масло в воде»

Процессы добычи нефти сопровождаются образованием водонефтяных эмульсий. В скважине нефть соприкасается с пластовыми водами, но при естественных условиях эмульсии не образуется. Для образования эмульсии необходимо наличие в нефти природных эмульгаторов или поверхностно-активных веществ (ПАВ) таких, как смолы, асфальтены, механические примеси (глина), а, кроме того, наличие сильного механического воздействия (перемешивания), которое и осуществляется при заборе нефти и транспортировке ее по стволу скважины. Для интенсификации добычи на последних стадиях разработки месторождения в скважину для создания давления закачивается вода, в результате обводненность нефти может достигать 90%.

Перерабатывать обводненную нефть нельзя: вода не только является лишним балластом, но и содержит минеральные соли, которые вызывают коррозию оборудования (трубопроводов, нефтеперегонных кубов и т.п.). Обезвоживать нефть следует ещё на промысле, т.к. транспорт балластовой воды увеличивает стоимость продукта, а дополнительное механическое перемешивание приводит к образованию стойких трудноразделимых эмульсий.

Существует несколько методов разрушения эмульсий:

• механические методы: фильтрование, обработка ультразвуком;
• термические методы: подогрев и отстаивание нефти от воды, промывка горячей водой;
• электрические методы: обработка в электрическом поле переменного и постоянного тока;
• химические методы: обработка деэмульгаторами.

Для разрушения эмульсий широко используют химические реагенты – деэмульгаторы, которые представляют собой ПАВ, которые адсорбируются на границе раздела фаз «нефть-вода» и вытесняют (замещают) природные эмульгаторы. Капельки воды в окружении деэмульгатора начинают притягиваться друг к другу, образуя хлопья (пленки деэмульгаторов вокруг капель остаются). В процессе хлопьеобразования (флокуляции) поверхностная пленка глобул воды ослабевает, и капельки сливаются (коалесцируют).

Процесс разрушения нефтяных эмульсий в большей степени является физическим процессом, интенсивность которого зависит от:

• компонентного состава и свойств природных эмульгаторов;
• типа, свойств и количества деэмульгатора;
• температуры процесса и времени обработки деэмульгатором и т.п.

Изучение свойств нефтяных эмульсий позволят подобрать наиболее эффективный метод воздействия на нее. При изучении стабильности эмульсий особое внимание уделяют определению межфазного натяжения (МН) на границе раздела фаз нефть – вода. При этом исследуют влияние температуры, времени обработки, типа стабилизатора/деэмульгатора на поведение эмульсии.

Нефтяные эмульсии имеют очень низкое межфазное натяжение, поэтому обычные методы кольца Дью Нуи или пластины Вильгельми не всегда позволяют уловить изменения в системе. Метод вращающейся капли,реализованный в тензиометре SITE100, позволяет определять с высокой точностью межфазное натяжение порядка 0,000001 мН/м.

Тензиометр SITE100 – это тензиометр нового поколения (предыдущая модель SITE04), оснащенный видеокамерой и программным обеспечением для сбора данных, контролируемый через компьютер. Данный прибор позволяет изучать длительные равновесные процессы, т.е. исследовать медленные процессы диффузии в межфазном слое.

Стабильность эмульсий зависит от концентрации эмульгатора: при достижении критической концентрации мицеллообразования (ККМ) в системе наступает равновесие, эмульсия стабилизируется. ККМ позволяет определить минимальное количество эмульгатора, необходимое для стабилизации эмульсии при данной температуре.

Сравнение влияния температуры, времени и концентрации может пригодиться в тех областях, где необходимо оптимизировать введение ПАВ. Концентрация ПАВ должна быть равна ККМ при 25°С, т.к. при более низком значении эмульсия не будет стабильной. При концентрациях близких к ККМ необходимо учитывать время воздействия. Только при концентрациях выше ККМ продолжительность обработки не влияет на процесс. Эффективность эмульгатора может быть также улучшена снижением температуры процесса.