LibRar.Org.Ua — Бібліотека українських авторефератів

Загрузка...

Головна Хімічні науки → Роль природи поверхні дисперсних частинок у процесах змочування та структуроутворення

монтморилоніту показали, що вони поглинають практично однакову кількість декану чи розчину нафти у керосині до вихідної вологості зразків a = 0,6 г/г, не викликаючи набухання мінералу. Слід зазначити, що внаслідок капілярного просочування з дисперсій кальцієвого монтморилоніту водою можна витіснити декан або нафту, тоді як при контакті з водою натрієвого монтморилоніту, насиченого вуглеводневою рідиною, практично не вдавалось її витіснити. При цьому у системі мимовільно утворювалась емульсія декану чи нафти у водній дисперсії монтморилоніту.

Згідно досліджень залежності ширини лінії ЯМР протонів води у дисперсіях монтморилоніту від вологості, сигнал поступово звужується з ростом вмісту вологи; причому різниця поміж спектрами ЯМР для кальцієвої та натрієвої форм практично не спостерігається. На широких смугах натрієвої форми монтморилоніту спектрів ЯМР поряд із центральним синглетом спостерігається дуплетна смуга, тоді як для кальцієвої форми мінералу наявна лише синглетна форма. На основі аналізу спектрів ЯМР води у дисперсіях монтморилоніту можна зробити висновок, що натрієвий монтморилоніт містить більше зв'язаної води, проте міцність зв'язку води з поверхневими активними центрами більша для кальцієвого монтморилоніту. Внаслідок цього дисперсії Na-монтморилоніту являють собою більш однорідну систему при низьких концентраціях твердої фази, тоді як для кальцієвої форми характерна сильна агрегація й утворення осадів у дисперсії.

Базуючись на одержаних і літературних даних, можна запропонувати наступний механізм витіснення вуглеводневих рідин із дисперсій кальцієвого та натрієвого монтморилонітів. Внаслідок осмотичних явищ відбувається поглинання води. При цьому вода зв'язується з поверхневим шаром алюмосилікату та проникає у міжпакетний простір, а у розчин, завдяки гідролізу поверхні частинок мінералу, вивільняються іони гідроксилу, кальцію, натрію, тощо. Можливо, що внаслідок внутрішньо-кристалічного набухання Na-монтморилоніту відбувається защемлення крапельок вуглеводневих рідин у дисперсії мінералу у воді з утворенням емульсії. При цьому можна припустити, що вода рухається головним чином через міжпакетний простір монтморилоніту. Слід зауважити, що для колекторів, які містять кальцієві монтморилоніти, можна застосовувати метод витіснення нафти водою, тоді як для нафтових колекторів із натрієвим монтморилонітом заводнення пластів призводить до різкого зменшення нафтовіддачі. Для подібних систем необхідно вибирати такі системи, котрі призводять до зменшення набухання мінералів у процесі витіснення нафти.

Експериментальні дані щодо спонтанного витіснення декану водою з дисперсій кальциту засвідчують також залежність швидкості цього процесу від вмісту вологи. Найбільша швидкість досягається при вологості a = 0,12 г/г, тобто при такому ж її значенні, при котрому величина швидкості поглинання для води досягала максимуму. Таким чином, найвища ефективність витіснення декану водою залежить від кількості адсорбованої води у дисперсії кальциту. Характерно, що при малих і високих значеннях вологості дисперсій спонтанне витіснення вуглеводню не спостерігалося.

Утворення суцільного шару води на поверхні агрегатів частинок сприяє переміщенню рідини через наскрізні канали у дисперсії при оптимальній вологості. Саме при цій вологості спостерігається найвища швидкість спонтанного поглинання води і витіснення декану з дисперсій кальциту. Зменшення швидкості цих процесів при більшій вологості системи можна пояснити заповненнями наскрізних пор водою. Вода, властивості якої незначною мірою залежать від поверхні кальциту, відноситься до третього типу. Вона легко переміщується через наскрізні канали дисперсії, витісняючи вуглеводневі рідини. Отже, при вологості кальциту до 0,3 г/г спостерігається найбільша швидкість спонтанного витіснення вуглеводнів із дисперсії кальциту.

З метою порівняння одержаних експериментальних даних щодо витіснення нафти водою з модельних і реальних систем використовували реальні зразки карбонатного нафтового колектора Річицького родовища (свердловина 35). Виявилось, що у випадку систем із малим вмістом вологи коефіцієнт витіснення дуже низький – до 10%. При збільшенні початкової вологості до 0,2 г/г коефіцієнт витіснення нафти зростає. При вологості зразка до 0,6 г/г коефіцієнт витіснення становив 38%. Слід зазначити, що саме такий діапазон варіювання початкових значень вологості найбільш характерний для пористих карбонатних колекторів. Подальше збільшення початкової вологості призводить до поступового зменшення коефіцієнту витіснення, і при її значенні 0,9 г/г витіснити нафту з керну практично неможливо.

Процес витіснення вуглеводнів із гідрофільного пористого середовища залежить також від поверхневого натягу на межі розділу вода–нафта, котрий регулюють за допомогою ПАР. Основною вимогою до ПАР, які застосовуються з метою інтенсифікації процесів витіснення нафти з природних колекторів, є зниження міжфазного натягу на межі розділу водний розчин–нафта до його значення у межах 0,01–0,001 МПа.

Одержані нами експериментальні результати не завжди узгоджуються з цим фактом. Швидкість витіснення декану з гідрофільної пористої фази залежить як від концентрації ПАР, так і від її структури. Так, при додаванні до води додецилсульфату натрію до 1 10-3 моль/дм3 спостерігається зростання коефіцієнта швидкості витіснення декану водою. При подальшому збільшенні концентрації аніонної ПАР величина коефіцієнта витіснення зменшується, хоча міжфазний натяг невеликий.

Інша закономірність процесу витіснення декану водними розчинами з гідрофільної фази спостерігається при введенні у розчин хлориду діметилалкілбензиламонію. Добавка катіонної ПАР у воду до 0,3 10-4 моль/дм3 призводить лише до незначного зростання величини швидкості витіснення. При її концентраціях, які перевищують 0,35 10-4 моль/дм3, спонтанне витіснення декану водою з дисперсій кремнезему не спостерігається, хоча міжфазний натяг для таких систем є досить незначним. Добавка гідролізованого поліакриламіду до води призводить до зростання в'язкості розчину, внаслідок чого швидкість витіснення вуглеводневої рідини з гідрофільної пористої фази зменшується. Отже, коли йдеться про інтенсифікацію процесу витіснення нафти з гідрофільних колекторів, ПАР необхідно застосовувати з урахуванням конкретних умов.

Для вирішення екологічних проблем, пов'язаних із очисткою поверхні водоймищ від забруднень нафтопродуктами, використовують гідрофобні порошкоподібні та пористі речовини. Оцінку гідрофобних властивостей поверхні таких речовин виконують визначенням крайового кута змочування. Проте реальні тверді тіла характеризуються шорсткістю, наявністю тріщин і пор, енергетичною та хімічною неоднорідністю, що спричиняє неконтрольовані зміни крайового кута при пресуванні порошків. Найнадійнішим і найдоступнішим у плані оцінки змочування порошкоподібних речовин є метод капілярного просочування. Однак коефіцієнт швидкості капілярного поглинання рідин залежить від висоти зразка в кюветі та сил гравітації. Тому ми запропонували використовувати кінетичний коефіцієнт змочування і показник гідрофобності для такої оцінки.

З метою опису потоку рідини у