1. Дисперсность эмульсии. Дисперсность эмульсии – это степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсионной среде. Дисперсность характеризуется тремя величинами: диаметром капелек d, удельной поверхностью дисперсной фазы S _УД и обратной величиной диаметра капельки, называемой обычно дисперсностью D:

Все эти три величины взаимосвязаны. Дисперсность эмульсий можно определять различными методами. Наиболее простой и надёжный – седиментационный метод, основанный на зависимости скорости оседания частиц от их величины (уравнение Стокса).

Основными параметрами, определяющими степень дисперсности эмульсии или размер капелек воды в нефти, является скорость потока, величина поверхностного натяжения на границе раздела фаз, величина и амплитуда пульсаций.

2. Вязкость эмульсий. Динамическая вязкость нефтяных эмульсий неаддитивное свойство, т.е.

,

где μ_Н и μ_В – вязкости соответственно нефти и воды.

Динамическая вязкость эмульсии зависит от следующих факторов: вязкости самой нефти, температуры образования эмульсии, содержания воды в нефти, степени дисперсности или диаметра капель воды (для эмульсий типа вода в нефти). Нефтяные эмульсии (как и некоторые парафинистые нефти) не подчиняются закону Ньютона о вязкостном трении, поэтому они называются неньютоновскими или аномальными.

Вязкость неньютоновких жидкостей зависит не только от температуры, но и от градиента скорости, от времени нахождения жидкости в покое. Поэтому вязкость μ таких жидкостей называют кажущейся (эффективной) вязкостью.

Кажущаяся вязкость нефтяных эмульсий в значительной мере зависит от содержания воды в нефти (рис. 9.5).

Рис. 9.5. График зависимости кажущейся вязкости нефтяной эмульсии μ

от содержания воды W и температуры смешения t

Увеличение содержания воды в нефтяной эмульсии до определённого предела приводит к увеличению вязкости эмульсии, и к соответствующему увеличению энергетических затрат на её перекачку.

При содержании воды в нефти более 20% вязкость эмульсии резко возрастает (см. рис. 9.5). Максимум вязкости наблюдается при критической концентрации воды W _КР. При дальнейшем увеличении содержания воды вязкость эмульсии резко уменьшается. Критическое значение W _КР называется точкой инверсии, в которой происходит обращение фаз, т.е. переход эмульсии типа вода в нефти в эмульсию типа нефть в воде (из обратной в прямую). Критическое значение W _КР для нефтей разных месторождений может колебаться в пределах 50…90%, но в большинстве случаев оно равно 71%.

Для расчёта вязкости нефтяных эмульсий предложено несколько уравнений. А.Эйнштейн предложил следующую формулу:

,

где В – доля обводнённости нефти, т.е. отношение массы воды к массе нефтяной эмульсии.

Но эта формула справедлива при обводнённости нефти до 15%.

Монсон получил формулу, пригодную для эмульсий с обводнённостью до 50%:

В инженерных проектных расчётах для расчёта вязкости эмульсий применяется следующая формула:

3. Плотность. Плотность нефтяных эмульсий определяют по уравнению аддитивности:

,

где ρ_Э, ρ_Н и ρ_В – плотность соответственно эмульсии, нефти и пластовой воды, кг/м³.

4. Электрические свойства. Нефть и вода в чистом виде – хорошие диэлектрики. Электропроводность нефти колеблется в пределах               10^-15…10^-10 (Ом∙см)^-1, а воды 10^-8…10^-7 (Ом∙см)^-1. Но наличие в пластовой воде растворённых солей и кислот увеличивает её электропроводимость в десятки раз. Поэтому электропроводимость нефтяных эмульсий обуславливается не только содержанием воды и её дисперсностью, но и количеством растворённых в этой воде солей и кислот.

При наложении электрического поля на нефтяную эмульсию капельки воды располагаются вдоль его силовых линий, что приводит к резкому увеличению электропроводимости этих эмульсий. Это явление объясняется тем, что капельки воды имеют приблизительно в 40 раз большую диэлектрическую проницаемость, чем капельки нефти. Данное свойство эмульсий и используется для их разрушения в электрическом поле.

5. Устойчивость эмульсий и их старение. Основной показатель для нефтяных эмульсий – это их устойчивость (стабильность), т.е. способность в течение определённого времени не разрушаться и не разделяться на нефть и воду.

Устойчивость эмульсии определяется временем её существования и выражается формулой:

,

где τ – время существования эмульсии, с;

Н – высота столба эмульсии, см;

v – скорость расслоения эмульсии, см/с.

Мерой устойчивости эмульсии может служить также изменение её плотности в определённом слое за промежуток времени или количество выделившейся воды при отстое.

На устойчивость нефтяных эмульсий оказывают влияние следующие факторы: дисперсность, наличие природных эмульгаторов, наличие на капельках дисперсной фазы двойного электрического слоя, температура, кислотность пластовой воды (или величина рН).

Чем выше дисперсность эмульсии, тем она устойчивее при прочих равных условиях. Природные эмульгаторы, образующие на поверхности капель дисперсной фазы адсорбционный слой, препятствуют слиянию капель и способствуют стабилизации эмульсий.

Двойной электрический слой на поверхности капель дисперсной фазы также препятствует их слиянию и повышает устойчивость эмульсий. Происхождение двойного электрического слоя можно объяснить следующим образом. Водная фаза нефтяной эмульсии – это хороший электролит, диссоциированный на положительные Н⁺ и отрицательные ОН¯ ионы. Природные эмульгаторы, адсорбированные на поверхности капель воды, также могут диссоциировать на анионы и катионы. Ионы воды Н⁺ и ОН¯ под действием сил электростатического притяжения остаются вблизи соответствующих ионов эмульгаторов, адсорбированных на поверхности капель воды. В результате образуется двойной электрический слой (см. рис. 9.6).

При повышении температуры устойчивость эмульсий снижается, так как уменьшается прочность адсорбционного слоя эмульгаторов, снижается вязкость нефти, повышается растворимость эмульгаторов в нефти. В результате капли воды быстрее сливаются и эмульсия разрушается. При понижении температуры механическая прочность адсорбционного слоя эмульгаторов увеличивается и повышается стойкость эмульсий.

Рис. 9.6. Образование двойного электрического слоя на поверхности капель воды в нефтяных эмульсиях

С увеличением щёлочности пластовой воды (при высоких значениях рН) снижаются реологические свойства поверхностных слоёв на границе раздела фаз, что влечёт расслоение эмульсии. Этого можно достичь введением в эмульсию щёлочи, которая снижает механическую прочность адсорбционного слоя эмульгаторов.

Старение эмульсии – это формирование во времени адсорбционного слоя эмульгаторов на поверхности капель воды, увеличение толщины и прочности этого слоя. Эмульсия становится более устойчивой. В начальный период старение происходит весьма интенсивно, затем постепенно замедляется и примерно через сутки прекращается.

Деэмульгаторы

Деэмульгаторы – это искусственно синтезированные поверхностно-активные вещества, способные разрушать нефтяные эмульсии.

Разрушение нефтяных эмульсий как первого, так и второго рода можно достичь введением с систему такого поверхностно-активного вещества, которое способно вытеснить из адсорбционного слоя природный эмульгатор и не способного стабилизировать вновь эмульсию любого типа. Для успешного разрушения стабилизированной эмульсии синтетический деэмульгатор по эффективности всегда должен быть намного выше, чем природный эмульгатор.