Главное меню
Главная О сайте Добавить материалы на сайт Поиск по сайту Карта книг Карта сайта
Книги
Аналитическая химия Ароматерапия Биотехнология Биохимия Высокомолекулярная химия Геохимия Гидрохимия Древесина и продукты ее переработки Другое Журналы История химии Каталитическая химия Квантовая химия Лабораторная техника Лекарственные средства Металлургия Молекулярная химия Неорганическая химия Органическая химия Органические синтезы Парфюмерия Пищевые производства Промышленные производства Резиновое и каучуковое производство Синтез органики Справочники Токсикология Фармацевтика Физическая химия Химия материалов Хроматография Экологическая химия Эксперементальная химия Электрохимия Энергетическая химия
Новые книги
Петрянов-соколов И.В. "Научно популярный журнал химия и жизнь выпуск 2" (Журналы)

Петрянов-соколов И.В. "Научно популярный журнал химия и жизнь выпуск 1" (Журналы)

Петрянов-соколов И.В. "Научно популярный журнал химия и жизнь выпуск 12" (Журналы)

Петрянов-соколов И.В. "Научно популярный журнал химия и жизнь выпуск 11" (Журналы)

Петрянов-соколов И.В. "Научно популярный журнал химия и жизнь выпуск 10" (Журналы)
Книги по химии
booksonchemistry.com -> Добавить материалы на сайт -> Неорганическая химия -> Алтунина Л.К. -> "Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ" -> 8

Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ - Алтунина Л.К.

Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ — Н.: Наука, 1995. — 198 c.
ISBN 5-02-030604-5
Скачать (прямая ссылка): uvelichenienefteotdachi1995.djvu
Предыдущая << 1 .. 2 3 4 5 6 7 < 8 > 9 10 11 12 13 14 .. 74 >> Следующая

Вычисленная по уравнению (1.24) площадь, приходящаяся на ион на границе раздела нефть — водная фаза, находится в пределах от 26 до 55 А2, в среднем 39 А2. Так как ионы электролита, образующие одну из обкладок ДЭС в водной фазе, взаимодействуют с ПАВ нефти на границе раздела фаз, площадь, приходящаяся на ион, будет в то же время соответствовать площади, занимаемой ионогенной группой молекулы ПАВ в межфазном слое. Отметим, что эта площадь для молекулы ионогенного ПАВ с одной функциональной группой в максимально насыщенном адсорбционном слое на границе жидкость — газ лежит в тех же пределах [23, 24 ].
Проведена оценка толщины межфазного слоя d по формуле
d = Г0 • М/р, (1.25)
где М — молекулярная масса, р — плотность. Для расчетов принято значение М, равное 160, т.е. средней молекулярной массе гидратированной молекулы электролита, причем для NaCl взято число гидратации 6, для КС1 — 4 [27 ]. Плотность принята равной 1.15 г/см3 — среднему значению для концентрированных растворов электролитов. Толщина межфазного слоя находится в пределах от 2.1 до 4.4. А, в среднем 3.1 А. Тогда радиус ионов в межфазном слое составит 1.1—2.2 А, в среднем 1.6 А, что согласуется с результатами, полученными из зависимости межфазного натяжения от pH водной фазы, и радиусами гидратированных ионов [10, 13, 26].
Работа адсорбции (изменение потенциала Гиббса при переносе одного моля электролита из водной фазы в поверхностный слой AG = — RT • InК) для всех обсуждаемых водонефтяных систем составляет 10—17 кДж/моль, что сопоставимо с энергией водородной связи.
Анализ экспериментальной зависимости межфазного натяжения на границе нефть — водная фаза от pH и ионной силы раствора с использованием теорий электрокапиллярности и растворов электролитов позволяет описать ее уравнением
ст = ст,. + 6fl2[lg(aH+ + КГ) - pH;]2 + cfl4[lg(aH+ + КГ) ~ pH,.]4 -
- Г^ПЦ! + KJ).
(1.26)
межсразное натяжение , мн/м
24 Глава I. Свойства системы нефть — порода — вода — ПАВ
1.2. Поверхностная активность фракций нефти
25
Рис. 1.6. Зависимость экспериментальных (1—4, точки) и рассчитанных (линии) значений межфазного натяжения нефтей от ионной силы водной фазы /. а) 1 —4 — пласты: I — ЮВ| Вахского месторождения, 2 — АВ|_2 Советского, 3 — ЛВ^ Советского; 4 — С± Арланского; б) 1 —4 — пласты Самотлорского месторождения: 1 — АВ2_з, 2 — АВ^_s,
3 — BBg, 4 — BB|q.
Таким образом, в рамках теорий электрокапиллярности и растворов электролитов с учетом ионообменного равновесия между граничным слоем и объемными фазами удается детально представить влияние pH и ионной силы. Получены уравнения, корректно описывающие экспериментальные данные и дающие возможность прогнозировать физико-химические параметры системы нефть — водная фаза.
1.2. ПОВЕРХНОСТНАЯ АКТИВНОСТЬ
ФРАКЦИЙ НЕФТИ
Зависимости межфазного натяжения нефти от pH и ионной силы водной фазы определяются типом и концентрацией в нефти природных ПАВ — катион-, анионактивных и амфолитных, относящихся к различным группам молекулярных компонентов нефти. Традиционным экспериментальным способом дифференциации компонентов нефти является разгонка нефти на 10- и 50-градусные фракции. Исследование поверхностной активности фракций нефти [10, 28—30] позволяет выяснить распределение естественных ПАВ нефти по группам с близкими молекулярно-кинетическими характеристиками, оценить адсорбцию и ее константу для естественных ПАВ.
Проведено измерение межфазного натяжения 10- и 50-градусных фракций нефти ряда месторождений Западной Сибири на границе с водной фазой различного состава (рис. 1.7). Использованы дегазированные нефти пластов АВХ Советского, АВХ Самотлорского и ПК12 Русского месторождений. Разгонка нефтей осуществлена в аппарате АРН-2 по ГОСТ 11011-64. Плотность фракций измерена пикномет-рическим, межфазное натяжение — сталагмометрическим методами при температуре 298 К. В качестве водной фазы применены растворы таких электролитов, как соли (NaCl, СаС12, MgCl2), кислоты (НС1) и щелочи (NaOH), а также растворы неионогенного ПАВ (НПАВ) ОП-10 — оксиэтилированного ал кил фенола.
Зависимости межфазного натяжения 10- и 50-градусных фракций нефти пласта Ах Самотлорского, АВХ Советского и ПКХ_2 Русского месторождений Западной Сибири на границе с водой и растворами электролитов от температуры выкипания фракций рассмотрены с позиций коллоидно-химических представлений о свойствах и структуре межфазного слоя, формируемого естественными поверхностно-активными веществами нефти. Получены термодинамические уравнения состояния межфазного слоя, рассчитаны константы адсорбции и значения предельной адсорбции естественных ПАВ нефти [10, 28].
Меж:<ра<з*ое натямсение, мН/м
Температура 66//ru/xrwJ> фракции, К
1.2. Поверхностная активность фракций нефти
27
Температура вит/пам/я франций, К
Рис. 1.7. Межфазное натяжение фракций пласта АВХ Советского (а, б) и Самотлорского (в) месторождений на границе с водной фазой (а — водой, кислотой, щелочью, НПАВ; б, в — водой, растворами солей) в зависимости от температуры выкипания фракций.
о) 1 — вода; 2 — О.ЗЖ-й раствор НС1, 3 — 0.4%~й раствор NaOH, 4 — 156-й раствор ОП-10; 6) 1 - вода, 2 — 1%-й раствор CaClj, 3 — 1Я5-Й раствор MgClj, 4 — 156-й раствор NaCl; в) I —
Предыдущая << 1 .. 2 3 4 5 6 7 < 8 > 9 10 11 12 13 14 .. 74 >> Следующая

Авторские права © 2011 BooksOnChemistry. Все права защищены.
Реклама