Нефтяные дисперсные системы (НДС) как объекты исследования характеризуются наличием частиц дисперсной фазы, дисперсионной среды и межфазной границей раздела фаз, а, следовательно, коллоидно-химическими свойствами – устойчивостью и реологическими свойствами.
Классификация НДС
Основными причинами существования дисперсной фазы в нефтяных системах являются межмолекулярные взаимодействия (ММВ) и фазовые переходы.
ММВ обусловливают склонность к ассоциации (от англ. associatioп объединение) углеводородных и неуглеводородных компонентов. Если наличие ММВ является достаточным условием формирования ассоциата (дисперсной частицы НДС), то необходимое условие его существования как единого целого заключается в превышении энергии ММВ над энергией теплового движения молекул:
Еммв > 1,5kT,
где k - постоянная Больцмана.
При нормальных условиях энергия теплового движения составляет 3,5 кДж/моль и находится на уровне самых слабых взаимодействий в системе. Таким образом, в нефтяных системах есть реальные предпосылки для образования ассоциатов из углеводородных и неуглеводородных соединений.
Образование частиц дисперсной фазы происходит также при протекании фазовых переходов (плавление – кристаллизация, испарение – конденсация), составляющих физико-химическую суть многих нефтетехнологических процессов. Согласно теории фазовых переходов образование новой фазы происходит через стадии зарождения частиц критических размеров в исходной маточной среде и их последующего роста.
Основные признаки дисперсного состояния нефтяных систем: гетерогенность, дисперсность и степень межфазного взаимодействия на границе раздела фаз (лиофильность).
Классическим признаком любых дисперсных систем, в том числе нефтяного происхождения, служит обычно различие агрегатных состояний дисперсной фазы и дисперсионной среды, т.е. гетерогенность.
НДС, состоящие их двух фаз, по агрегатному состоянию дисперсной фазы и дисперсионной среды можно разделить на 8 типов (табл.1).
В большинстве случаев реальные нефтяные системы в процессах добычи, транспортировки, переработки и применения являются полигетерогенными, т.е. состоят из трех и более фаз. Например, нефть в процессе атмосферной перегонки представляет собой НДС с дисперсной фазой двух типов – газовой, возникающей за счет кипения низкокипящих компонентов, и твердой – из-за присутствия природных асфальтенов.
После подъема на поверхность нефть представляет собой «газированный» золь или суспензию, которая по достижении точки росы лишается диспергированной газовой фазы. Нефти, залегающие на больших глубинах (для вязких нефтей – порядка нескольких километров), находятся в стеклообразном состоянии геля. Этот факт может иметь важное значение при разработке в будущем сверхглубоких месторождений. В процессе транспортировки нефтяные и газоконденсатные системы представляет собой НДС, содержащие одновременно в диспергированном состоянии твердую и газовую фазы.
Таблица 1
Классификация НДС по агрегатному состоянию
дисперсной фазы и дисперсионной среды
| № п/п | Агрегатное состояние | Тип НДС | Примеры | |
| дисперсной фазы | дисперсионной среды | |||
| 1. | Газ | Газ | ||
| 2. | Жидкость | Газ | Туман | Масляные туманы, попутные газы |
| 3. | Твердое | Газ | Аэрозоль | Твердые продукты неполного сгорания топлив в выхлопных газах, технический углерод |
| 4. | Газ | Жидкость | Газовые эмульсии, пены | Жидкие НДС в процессе нагревания или барботажа, масла в динамических условиях, битумные пены |
| 5. | Жидкость | Жидкость | Эмульсии | Вода – нефть, растворы масляных фракций в селективных растворителях |
| 6. | Твердое | Жидкость | Золи, гели, суспензии | Среднедистиллятные топлива, вакуумные газойли, масляные фракции, масла, нефтяные остатки (мазуты, гудроны, полугудроны), битумы, пеки |
| 7. | Газ | Твердое | Отвержденные пены | Нефтяной кокс |
| 8. | Жидкость | Твердое | Твердые эмульсии | Твердые углеводороды, петролатум, гач |
| 9. | Твердое | Твердое | Твердые дисперсные структуры | Нефтяной кокс, углеродные волокна |
В первой строке табл.1 приведен пример гомогенной системы, однако и в этой системе могут возникать гетерогенные образования из-за флуктуаций плотности газов. Например, флуктуации плотности появляются в газовых системах на начальных стадиях образования газовых гидратов.
Строки 2 и 3 характеризуют аэрозоли и туманы – НДС с газовой дисперсионной средой. Образование аэрозолей происходит в результате неполного сгорания компонентов топлив, которые обнаруживаются в выбросах выхлопных газов, а также неполного сгорания и пиролиза углеводородов при производстве сажи. Технический углерод (сажа) является ярким примером аэрозолей. Капельный унос жидкости в виде тумана может происходить при сепарации пенистых нефтей или при сбое технологического режима ректификационных колонн. Взвеси капель органических жидкостей в парах легколетучих компонентов обычно трудно поддаются улавливанию в технологических процессах и представляют собой экологическую опасность. Распыление масел является одним из способов создания так называемых масляных туманов – высокоэффективных смазочных материалов. Для попутных нефтяных газов всегда характерно образование туманов, дисперсной фазой которых является сама нефть.
Формирование газовых эмульсий, а иногда и пен (строка 4), происходит в технологических аппаратах при переработке нефти и газа или в трубопроводах, а также в пластовых условиях. Водно-нефтяные эмульсии, растворы масляных фракций в селективных растворителях (строка 6 табл.1) – классические примеры жидкостных эмульсий.
Наиболее многочисленный класс среди НДС с жидкой дисперсионной средой - это класс золей, гелей, суспензий (строка 6). К нему относятся практически все виды топлив, масел, природные нефти и битумы, остатки различного фракционного состава прямогонного и деструктивного происхождения.
Общей закономерностью является возрастание концентрации смолисто-асфальтеновых веществ (САВ) в нефтяных фракциях по мере увеличения температурных пределов их выкипания. Не удивительно, что дисперсное строение тяжелых фракций (битумов) было установлено более 100 лет назад Нелленштайном, в то время как коллоидное строение более легких дистиллятных топливных фракций установлено относительно недавно, благодаря применению метода электронной микроскопии высокого разрешения и криотехники.
Дисперсная фаза остаточных НДС деструктивного происхождения наряду с асфальтенами может быть представлена карбенами и карбоидами. Дисперсная фаза из карбенов и карбоидов, практически не растворимых в органических растворителях, образовалась за счет протекания химических термодеструктивных реакций. Такие дисперсии называют необратимыми в отличие от обратимых НДС (табл. 2.), дисперсность которых (дисперсная фаза – асфальтены) сильно зависит от состава дисперсионной среды.
Нефтяные золи – это малоконцентрированные (концентрация дисперсной фазы не более нескольких %) НДС коллоидного интервала дисперсности. Примерами НДС, в которых частицы обособлены и находятся в свободнодисперсном состоянии, могут служить легкие нативные нефти, среднедистиллятные топлива, масла.
Связнодисперсные нефтяные системы типа золей с высокой концентрацией дисперсной фазы принято называть гелями. К ним относят, в частности, при нормальных условиях высоковязкие нефти, природные битумы и некоторые виды окисленных битумов. В состояние геля можно перевести при охлаждении обычные нефти. К этой же группе относятся гели для гидроразрыва пласта, при этом их дисперсная фаза может быть представлена природными олигомерами – полисахаридами.
Нефтяные суспензии – это средне- и грубодисперсные НДС. Примерами суспензий в свободнодисперсном состоянии являются нефти, содержащие кроме диспергированных асфальтенов парафиновые частицы; НДС, образующиеся в процессе деасфальтизации гудронов, выделения асфальтенов из нефтяных остатков по Маркуссону и т.д.
Самыми типичными представителями твердых НДС (строки 7-9) являются многочисленные разновидности нефтяного углерода. Нефтяной углерод содержит дисперсную фазу в газообразном и твердом состояниях, соответственно его одновременно можно считать отвержденной пеной с фиксированной внутренней пористостью и твердой дисперсной структурой с различной степенью анизотропности (различие физических свойств частиц в двух взаимно перпендикулярных направлениях) дисперсных частиц в изотропной дисперсионной среде.
Получаемые из нефтяных фракций твердые углеводороды (парафины, церезины), а также подвергаемые обезмасливанию петролатумы и гачи представляют собой твердые эмульсии (строка 8).
Основные типы и состав частиц дисперсной фазы в различных НДС представлены в табл.2.
Другой признак классификации НДС – по степени дисперсности D (величина, обратная размеру частиц r).
Общепринятым является положение о том, что верхним пределом коллоидной степени дисперсности является такой размер частиц, при котором сохраняется понятие о фазе и система остается гетерогенной. Наименьшая дисперсная частица из низкомолекулярных соединений должна включать не менее 20-30 молекул с размером 1-6 нм. По общепринятой классификации высокодисперсные частицы с размерами от 1-6 нм до 1000-5000 нм, способные участвовать в броуновском движении, относятся к коллоидным.
Верхний предел размера грубодисперсных частиц определяется их склонностью к седиментации в разбавленных НДС и составляет 50-100 мкм. По дисперсности разбавленные (объемная концентрация дисперсной фазы φ составляет до 1%) свободно-дисперсные нефтяные системы подразделяют на три основные группы: ультрамикрогетерогенные (размер наночастиц от 1 до 100 нм); микрогетерогенные (размер частиц от 100 до 10000 нм) и грубодисперсные (размер частиц > 10000 нм).
Таблица2
Основные типы и состав частиц дисперсной фазы в различных НДС
| Состав частиц дисперсной фазы | Тип НДС | Примеры | |
| Внутренней части | Сольватного слоя | ||
| Карбены, карбоиды | Полициклические арены | Необратимые НДС | Мальты, нефтяные пеки, смолы пиролиза |
| Асфальтены | Полициклические арены, смолы | Гели и золи | Масляные фракции, нефтяные остатки |
| Высокомолекулярные парафины | Смолисто-асфальтеновые вещества | Гели и золи | Нефти и нефтяные фракции при охлаждении |
| Пузырек газовой фазы из низкокипящих компонентов | Высококипящие компоненты | Газовые эмульсии | Нефти и нефтяные фракции при кипении |
Большинство НДС – это склонные к седиментации средне- и грубодисперсные системы, к которым, например, относятся остаточные фракции при н.у. и в процессе деасфальтизации низкомолекулярными алканами, некоторые нативные нефти и т.д. Ниже представлен полученный при микроскопическом исследовании (200-кратное увеличение) гранулометрический состав видимой части парафиновой грубодисперсной суспензии нефти Ромашкинского месторождения (высокодиспергированная фракция парафиновых и асфальтеновыx частиц не показана):
Средний размер частиц, мкм 1-3 3-7 7-20 20-50 50-360
Число кристаллов и скоплений, % 69 20 5 2,5 3,5
Разбавленные суспензии асфальтенов в алканах от н-пентана до н-гексадекана полидисперсны и кинетически неустойчивы; размеры асфальтеновых частиц в них, определенные седиментационным методом анализа, составляют преимущественно от 1 до 40 мкм (о распределении высокодисперсной части асфальтенов не сообщается).
Дисперсность приводит к резкому увеличению поверхности раздела фаз между дисперсной фазой и дисперсионной средой. Для оценки межфазной границы раздела фаз ислользуют удельную величину Sуд [м2/кг]
Sуд = S/М (75)
где S – поверхность раздела фаз и М – масса дисперсной фазы.
Для частиц одного и того же размера r
Sуд = S1 n, (76)
где n – число частиц в 1 кг дисперсной фазы,
S1 - поверхность одной частицы.
Число сферических частиц в 1 кг дисперсной фазы
n = (4πr3ρ)-1 (77)
Учитывая, что поверхность сферических частиц равна 4πr2, получаем
Sуд = 3/rρ (78)
Свойства грубо- и высокодисперсных систем существенно различаются, хотя их объединяет наличие признаков гетерогенности и дисперсности. Изменение свойств системы при переходе от грубодисперсных к высокодисперсным происходит постепенно (рис. 15).
Рис.15. Зависимость свойств дисперсных систем в зависимости от дисперсности (D):
1 - молекулярно-кинетические свойства; 2 - удельная поверхность;
3 - скорость оседания; 4 - физико-химические.свойства
I, II, III - грубо-, средне- и высокодисперсные системы
С увеличением степени дисперсности усиливаются молекулярно-кинетические факторы, интенсифицируются диффузионные процессы, возрастает седиментационная устойчивость, ускоряются физико-химические процессы на границе раздела фаз и др. Таким образом, степень дисперсности является одним из важнейших количественных показателей НДС, определяющих их физико-химические и технологические свойства.
Однако литературные данные об истинной дисперсности НДС весьма противоречивы в связи с отсутствием неразрушающих их структуру методов исследования. В большинстве методов используются растворители, что существенно искажает истинные размеры частиц дисперсной фазы НДС.
В соответствии с представлениями Ребиндера о лиофобных и лиофильных дисперсных системах НДС с жидкой дисперсионной средой можно также подразделить на две группы по степени межфазного взаимодействия или величине межфазной энергии (поверхностное или межфазное натяжение), которая может быть больше или меньше некоторого граничного значения σcr, определяемого средней кинетической энергией теплового броуновского движения
σcr = γRT/4πr2, (79)
где r - средний размер частиц, участвующих в движении (δ ~10-8 м);
γ - безразмерный множитель (γ = 30).
Таким образом, критерий лиофильности НДС при нормальных условиях определяется неравенством σ < σcr ≈ 0,01 мДж/м2. Данное неравенство термодинамически обосновано: самопроизвольное образование НДС возможно в том случае, когда удельная свободная межфазная энергия мала, поскольку работа, затрачиваемая на образование новой поверхности, компенсируется выигрышем энергии за счет включения образовавшихся частиц коллоидных размеров в броуновское движение.
Под действием сил межмолекулярного взаимодействия в нефтяных системах возможна ассоциация составляющих ее молекул, приводящая к образованию надмолекулярных структур. В сложных по составу многокомпонентных нефтяных системах происходят коллективные взаимодействия молекул низко- и высокомолекулярных соединений, что приводит к формированию так называемых сложных структурных единиц (ССЕ). Образование ассоциатов в основном вызывается силами Ван-дер-Ваальса, однако возможно и слабое химическое взаимодействие между молекулами за счет образования водородных связей. Увеличение склонности к ассоциации смолистых веществ связано и с возрастанием количества полярных групп и повышением суммарного содержания в них гетероатомов (S, N, О).
ССЕ является дисперсной частицей системы. Она представляет собой элемент структуры преимущественно сферической формы, способный к самостоятельному существованию в данных условиях.
В составе ССЕ различают внутреннюю область (ядро) и сольватную оболочку, окружающую ядро. Внутренняя область ССЕ представлена надмолекулярной структурой, состоящей из молекул, наиболее склонных к ассоциации. Это могут быть асфальтены, асфальтено-карбоидные ассоциации. В нефтяных остатках ядром дисперсной системы являются асфальтены.
В нефтяных дисперсных системах не существует резкой границы между дисперсной фазой и дисперсионной средой, так как между ними находится сольватная оболочка ядра. Сольватная оболочка компенсирует избыточную свободную поверхностную энергию ядра.
Размеры частиц нефтяных дисперсных систем (НДС) различны, т.е. системы являются полидисперсными. Рентгеновскими исследованиями установлено, что в нефти присутствуют частицы размерами от 2,3 до 12 нм.
Наиболее склонны к формированию ассоциатов асфальтены и смолы. На их склонность к ассоциированию оказывает существенное влияние содержание в них ароматизированных фрагментов. Наименее ароматизированные смолы преимущественно находятся в диспергированном состоянии в дисперсионной среде, а более ароматизированные, имеющие и более высокие значения молекулярных масс, концентрируются в сольватном слое структурных единиц с ядром, состоящим из ассоциатов асфальтенов. При избыточном содержании асфальтенов и малой растворяющей способности дисперсионной среды, они составляют дисперсную фазу, а при низком содержании асфальтенов нефтяные остатки приближаются к истинным растворам (содержание асфальтенов 0,006-0,6%). Схематично строение ССЕ представлено на рис.16.
Рис. 16. Схема структурной единицы:
1 - ядро (дисперсная фаза); 2 - сольватная оболочка; 3 - переходная зона;
4 - дисперсионная среда
Наиболее эффективные методы исследования дисперсных систем - оптические и основанные на дифракции и интерференции пучка электронов, нейтронов и рентгеновских лучей. Для исследования структуры жидкости наиболее подходит рентгеновское излучение. Используют также электронные методы (в частности кондуктометрию), методы фракционирования (дробное осаждение, ступенчатую экстракцию, гель-проникающую хроматографию). Сочетание методов фракционирования с методами физико-химического анализа позволяет получать более полные сведения о строении ССЕ.
Высокая степень дисперсности асфальтенов в нефтяных дисперсных системах (НДС) создает избыток поверхностной энергии, вследствие чего такие системы термодинамически неустойчивы и стремятся к расслоению на две фазы.
Однако нефтяные дисперсные системы могут в значительной мере отличаться коллоидной устойчивостью, склонностью к коагуляции, расслаиванию, образованию осадков. Эти характеристики необходимо знать при подборе сырья для технологических процессов, приготовлении товарных продуктов (компаундировании).
Выпадение смолисто-асфальтеновых веществ в осадок значительно осложняет применение, перекачку и хранение многих нефтепродуктов (мазутов, крекинг-остатков и т. д.), ухудшает качество сырья. При обычных условиях расслоение НДС происходит медленно вследствие значительной вязкости остатков. При нагревании таких систем значительно снижаются вязкость и плотность и, несмотря на улучшение растворимости асфальтенов с повышением температуры, создаются благоприятные условия для агрегатирования асфальтенов в более или менее крупные ассоциаты и их выпадения вместе с карбенами и карбоидами (если они присутствуют) в осадок. Значительное влияние на коллоидную устойчивость НДС оказывает химический состав дисперсионной среды. Парафино-нафтеновые углеводороды, имеющие низкую вязкость и плотность и не обладающие способностью диспергировать асфальтены, способствуют их интенсивной коагуляции. Таким образом, знание коллоидной устойчивости НДС необходимо в каждом конкретном случае в зависимости от условий их использования (применения, переработки).
Водно-нефтяные эмульсии
Диапазон содержания воды в нефтях весьма широк и может изменяться от десятых долей до 60% и более.
Содержащаяся в нефтях вода может быть в трех формах: растворенная, диспергированная и свободная. Содержание растворенной воды зависит в основном от химического состава нефти и нефтепродуктов и температуры. С повышением температуры растворимость воды увеличивается во всех углеводородах. Наибольшей растворяющей способностью по отношению к воде обладают ароматические углеводороды. Чем выше содержание в нефти ароматических углеводородов, тем выше в ней растворимость воды.
При снижении температуры растворимость воды в нефти и нефтепродуктах уменьшается и вода может выделяться в виде дисперсных частиц, образуя водонефтяные эмульсии. В монодисперсных эмульсиях содержание воды может доходить до 74%. В реальных условиях водонефтяные эмульсии являются полидисперсными. В нефтях, поступающих со сборных пунктов на установки обезвоживания и обессоливания, размеры глобул воды находятся в пределах от 3-5 до 7-10 мкм. Эти размеры зависят от гидродинамических и других условий добычи нефти, а также степени обводненности пласта. Размеры глобул в течение года для одной и той же скважины могут меняться в пределах 5-12мкм. Содержание воды в нефти может доходить до 97%, однако большинство нефтей образуют с водой достаточно устойчивые эмульсии с содержанием воды не более 60%. Остальная часть воды находится в свободном состоянии и легко отстаивается.
Важным показателем нефтяных эмульсий является их устойчивость, т.е. способность в течение длительного времени не разрушаться. Агрегативная устойчивость нефтяных эмульсий измеряется продолжительностью их существования и для различных нефтяных эмульсий колеблется от нескольких секунддо нескольких часов и даже месяцев. Устойчивость водонефтяных эмульсий зависит от ряда факторов, в том числе от наличия в них веществ, называемых эмульгаторами. Эти вещества, адсорбируясь на поверхности раздела фаз, снижают межфазное поверхностное натяжение и таким образом повышают ее устойчивость. Известны десятки подобных веществ, содержащихся в нефтях. Большая их часть принадлежит к классу поверхностно-активных веществ. Такими компонентами нефти являются различные нефтяные кислоты, смолистые соединения.
В процессе образования и стабилизации водонефтяных эмульсий наряду с поверхностно-активными веществами важную роль играют тонкодисперсные нерастворимые твердые продукты, находящиеся в нефти в коллоидном состоянии.
К ним относятся асфальтены, микрокристаллы парафина, сульфид железа и другие механические примеси. Эти продукты образуют на поверхности капель механически прочные оболочки, препятствующие их коалесценции.
Стабилизация водонефтяных эмульсий определяется закономерностями адсорбции на поверхности капель различных эмульгирующих веществ. Вначале этот процесс идет быстро, а затем, по мере заполнения свободной поверхности капель, постепенно затухает и скорость его стремится к нулю. В этот период состав и структура бронирующих оболочек стабилизируются. Время, необходимое для такой стабилизации, называется временем старения эмульсии. Время старения эмульсии зависит от многих факторов и для большинства нефтей изменяется от двух-трех до десятков часов. Во время старения повышается и устойчивость эмульсий к расслоению.
Стойкость эмульсий существенно зависит от фракционного состава нефтей. Чем больше содержание в нефти светлых фракций, тем менее устойчивы водонефтяные эмульсии, так как при этом увеличивается разность плотностей воды и нефти. Эмульсии высоковязких нефтей имеют более высокую стойкость, так как более высокая вязкость дисперсной среды препятствует столкновению частиц воды и их укрупнению, т.е. коалесценции.
Повышение концентрации солей в пластовой воде, которая образует с нефтью водонефтяную эмульсию, приводит к уменьшению стойкости эмульсии, так как в этом случае возрастает разность плотности воды и нефти.
В нефтепродуктах содержание воды значительно меньше, чем в нефтях. Большинство нефтепродуктов по отношению к воде обладает очень низкой растворяющей способностью. Кроме того, нефтяные дистиллятные топлива обладают и меньшей, чем нефть, эмульгирующей способностью, так как в процессе переработки удаляется значительная часть смолистых веществ, нафтеновых кислот и их солей, серосодержащих соединений, которые, как сказано выше, играют роль эмульгаторов.
Наличие воды в моторных топливах, смазочных маслах крайне нежелательно. Содержание воды в смазочных маслах усиливает их склонность к окислению и ускоряет коррозию металлических поверхностей, соприкасающихся с маслом. Присутствие воды в моторных топливах может привести при низких температурах к прекращению подачи топлива из-за забивки топливных фильтров кристаллами льда.
Методы определения воды в нефти и нефтепродуктах могут быть разбиты на две группы: качественные и количественные.
Качественные испытания позволяют определять не только эмульсионную, но и растворенную воду. К этим методам относятся пробы на прозрачность, Клиффорда, на потрескивание и на реактивную бумагу. Первые два из этих методов используют для определения воды в прозрачных нефтепродуктах. Наиболее часто применяемым методом качественного определения воды является проба на потрескивание.
Для количественного определения воды в нефти и нефтепродуктах можно использовать различные их свойства, функционально связанные с содержанием в них воды: плотность, вязкость, поверхностное натяжение, диэлектрическую проницаемость, электропроводимость, теплопроводность и т.д. Заранее рассчитать вид функции, как правило, невозможно из-за неаддитивного вклада воды в измеряемый параметр. Неаддитивность обусловлена химическим взаимодействием молекул воды и вещества. По этой причине математическую зависимость обычно находят, используя экспериментальные данные.
Другая группа методов основана на использовании химических и физико-химических свойств самой воды. К ним, например, относятся метод титрования реактивом Фишера, гидридкальциевый.
Существующие количественные методы определения воды в жидких продуктах, кроме того, делят на прямые и косвенные. К прямым методам относят метод Дина и Старка, титрование реактивом Фишера, гидридкальциевый метод и центрифугирование, к косвенным - диэлькометрический, ИК-спектрофото-метрический, кондуктометрический, колориметрический и др.
Дата: 2016-10-02, просмотров: 469.
