Коллоидно-химический подход к изучению нефтяных систем. 
Классификация НДС по агрегатному состоянию дисперсной фазы и дисперсионной среды

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. Таблица 2Основные типы и состав частиц дисперсной фазы в различных НДССостав частиц дисперсной фазы

Тип НДСПримеры Внутренней части

Сольватного слоя

Карбены, карбоиды

Полициклические арены

Необратимые НДСМальты, нефтяные пеки, смолы пиролиза

Асфальтены Полициклические арены, смолы

Гели и золи

Масляные фракции, нефтяные остатки

Высоко молекулярные парафины

САВГели и золи

Нефти и нефтяные фракции при охлаждении

Пузырек газовой фазы из низкокипящих компонентов

Высококипящие компоненты

Газовые эмульсии

Нефти и нефтяные фракции в процессе кипения

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 10 000 нм) и грубодисперсные (размер частиц>10 000 нм). Большинство НДС − это склонные к седиментации среднеи грубодисперсные системы, к которым, например, относятся остаточные фракции при н.у. и в процессе деасфальтизации низкомолекулярными алканами, некоторые нативные нефти и т. д.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. Водно-нефтяные эмульсии Классическим примером НДС являются водно-нефтяные эмульсии, они наиболее изучены и часто встречаются в практике нефтяного дела. Водно-нефтяные эмульсии прямые (масло/вода) и обратные (вода/ масло) образуются при добыче, промысловой подготовке, а также при приготовлении нефтепродуктов типа водно-топливных эмульсий, смазочно-охлаждающих жидкостей. Разделение водно-нефтяных эмульсий составляет суть процессов обезвоживания и электрообессоливания на промыслах и в электрообессоливающих установках ЭЛОУ. Химические реагенты, используемые для интенсификации добычи нефти, как правило, часто являются прямыми или обратными эмульсиями. В связи с применением химических реагентов для интенсификации нефтеотдачи, а также дополнительным диспергированием по мере движения скважинной жидкости через технологические устройства происходит образование особо стойких эмульсий и пен. По концентрации дисперсной фазы эмульсии бывают разбавленные (до неск.

%), концентрированные (до 70%) и высококонцентрированные (свыше 70%). Различают лиофильные и лиофобные эмульсии. Способ получения лиофобных эмульсий заключается в энергетически затратном принудительном эмульгировании одной фазы в другой. Работа диспергирования при образовании сферической капли определяется величиной 4πr2σ. Уменьшение работы диспергирования обеспечивается применением поверхностно-активных веществ (ПАВ) за счет снижения межфазного натяжения σ на границе раздела фаз.

4.Устойчивость НДСЛиофильные дисперсные системы являются термодинамически устойчивыми в противоположность термодинамически неустойчивым лиофобным дисперсным системам. Среди дисперсных систем нефтяного происхождения к лиофильным следует прежде всего отнести масляные фракции в процессе селективной очистки, а также остаточные фракции в процессе деасфальтизации − в области критической температуры растворения. Большинство остальных лиофобных НДС, являясь термодинамически неустойчивыми, не могут самопроизвольно образоваться путем диспергирования и характеризуются различной устойчивостью в процессе разделения на макроскопические фазы.. Для принципиально термодинамически неустойчивых лиофобных НДС различают два вида устойчивости: агрегативную и кинетическую (седиментационную). Можно считать, что нефть в пластовых условиях, при которых она пребывает неограниченное время, обладает высокой агрегативной и седиментационной устойчивостью.

Под агрегативной устойчивостью понимают способность системы сохранять межфазную поверхность и соответственно поверхностную энергию границ раздела частиц дисперсной фазы с дисперсионной средой. Агрегативная устойчивость определяется способностью НДС противодействовать процессам, ведущим к уменьшению межфазной поверхности, а именно, процессам изотермического укрупнения малых частиц, коалесценции и коагуляции. Агрегативная устойчивость НДС является термодинамической характеристикой системы, и она не может дать ответа на вопрос, как долго система может пребывать в неравновесном состоянии. Поэтому практическую значимость приобретает другая характеристика дисперсного состояния нефтяной системы — ее кинетическая или седиментационная устойчивость. Потеря агрегативной устойчивости ведет к кинетической (седиментационной) неустойчивости системы. Происходит расслоение, разрушение системы в результате выделения коагулятов, представляющих собой в зависимости от плотностей дисперсной фазы и дисперсионной среды осадки или всплывающие образования.

Таким образом, кинетическая устойчивость отражает способность системы сохранять в течение определенного времени одинаковое в каждой точке распределение частиц дисперсной фазы в дисперсионной среде. Высокодисперсные нефтяные системы являются седиментационно-устойчивыми, грубодисперсные − относятся к седиментационно-неустойчивым. Критерием кинетической устойчивости НДС, является фактор устойчивости Фу, представляющий собой отношение концентраций дисперсной фазы, которое устанавливается за фиксированное время в двух слоях, расположенных на определенном расстоянии друг от друга в направлении сил осаждения. Чаще всего для нефтяных остатков определение концентрации дисперсной фазы проводят по содержанию асфальтенов в верхнем и нижнем слоях раствора исследуемого нефтепродукта. Заключение

Аналитический и коллоидно-химический подход к исследованию нефтяных систем позволил выявить различные аспекты, касающиеся химического состава и дисперсной структуры нефтяных систем. Учитывая привлечение химических методов для увеличения нефтеотдачи пластов, акцент сделан на физико-химических свойствах НДС, проявляющихся в этих процессах. Однако обсуждение вопросов коллоидной химии и физико-химической механики НДС становится возможным только после знакомства с компонентным составом нефти.

Список литературы

1. Петров А. А., Бальян А. Т., Трощенко А. В. Органическая химия. М.: Высшая школа, 2000.

2. Рябов В. Д. Химия нефти. М.: ГАНГ, 1998, 369 с. 3.

Сафиева Р.З., Зиновьева Л. В., Янченко Е. Е., Борисова О. А. Методические указания по дисциплине «Химия нефти и газа» для студентов факультета разработки нефтяных и газовых месторождений, М.: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2002. 36 с. 4. Сафиева Р. З. Физикохимия нефти. М. :

Химия, 1998. 448 с. 5. Левченко Д. Н., Бергштейн Н. В., Николаева Н. М. Технология обессоливания нефтей на нефтеперерабатывающих предприятиях. М.: Химия.

1985. 167с. 6. Зимон А. Д., Лещенко Н. Ф. Коллоидная химия. М.: Агар, 2003. 317 с. 7. Применение пенных систем в нефтегазодобыче/ В. А. Амиян, А. В. Амиян, Л.

В.Казакевич, Е. Н. Бекиш. М.: Недра, 1987. 229 с. 8.

Химия нефти и газа/ Богомолов А. И., Гайле А. А, Громова В. В. и др. Под ред. Проскурякова В. А., Драбкина А. Е. — СПб: Химия, 1995. 448 с. 9. Эрих В. Н., Расина М. Г., Рудин М. Г. Химия и технология нефти и газа.

3-е изд. перераб. Л.: Химия, 1985. — 407 с.

10. Уильям Л. Леффлер. Переработка нефти М.: ЗАО «Олимп-бизнес», 1999. 224 с.