Абсорбция

 

1. Қабат сулары

 

Мұнай кен орындарының  қабат сулары ұңғы өнімінің ажырамас құрам бөлігі болып саналады және кәсіпшілікте мұнайды жинау және дайындау кезінде едәуір қиыншылық туғызады. Әртүрлі кен орындарындағы ұңғыдан мұнаймен бірге өндірілетін қабат суларын, әдетте, олардың құрамында еріген минералды тұздардың концентрациясына, газдар менмикроорганизмдердің болуына байланысты ажыратады. Қабат суларын негізгі екі топқа бөледі:

1. Қатты – хлоркальцилі және хлормагнилі;
2. Сілтілі – гидрокарбонатнатрилі.

Көбінесе қабат суларының  негізгі басты құрамына: хлорлы натрий NaCl, хлорлы кальций CaCl₂, хлорлы магний MgCl₂жатады.

Қабат суларында аниондар мен катиондарға ыдырырайтын көптеген тұздар еріген.

Аниондарға жататын иондар: ОН^-, СІ^-, SО₄^-, НСО₃^-, СО₃^2-.

Катиондарға жататын иондар: Н⁺, К⁺, Nа⁺, NН₄⁺, Мg²⁺, Са²⁺, Fе³⁺, Ва²⁺, Lі⁺.

Қабат суларының құрамында  коллоидтар болуы мүмкін: кремнийдің қос тотығы SіО₂, алюминий тотығы АІ₂О₃, темір тотығы Fе₂О₃, сондай-ақ газдар: көмірқышқыл газы, күкіртсутек, азот, сутек, инерт ті газдар, көмірсутектері де кездеседі. Олардың арасындағы сандық (мөлшерлік) қатынас қабат суларының түрін және қасиетін анықтайды.

Бірлік көлемге келтірілген  қабат суында еріген заттың мөлшерін жалпы минерализация деп атайды.

Қабат cуының минерализациясы 1 кг/м³-тен 200 кг/м³-ке дейінгі аралықта болады, көбінесе қабат cуының минерализациясы г/л өлшенеді, бұнымен қатар кәсіпшілік практикасында минерализацияны Боме градусымен (^оВе) белгілеу қолданылады.

^оВе = 144,3 – 144,3/ρ.

В.И. Вернадский табиғи суларды құрамындағы тұздардың массалық үлесі (%) бойынша былай бөледі:

1) құрамында 0,001 – 0,1% тұз болса – тұщы су;

2) құрамында 0,1 - 5% тұз болса – минералды су;

3) құрамында 5 - 35% тұз болса – ащы су.

Судың қаттылығы оның құрамындағы  кальций Са²⁺ мен Мg²⁺ катиондарының жалпы мөлшерімен анықталады және килограмға (ерітінді литріне) мольмен көрсетіледі.

Қабат суларының ең маңызды  сипаттамасының бірі бұл сулы ерітіндінің  қышқылдық немесе сілтілік ортада екендігін  көрсететін сутегі иондарының рН концентрациялық көрсеткіші.

Су молекуласының бір бөлігі иондарға ыдырайды (диссоциацияланады):

Н₂О = Н⁺ + ОН^-.

Берілген температура  кезіндегі тепе-теңдік күйі (жағдай) константамен сипатталады:

К = (С_Н+ + С_ОН-) / С_н2о,

Мұндағы, С_Н+ және  С_ОН- - судағы сәйкесті Н⁺ және ОН^- иондарының концентрациясы, моль/л. С_н2о - Н₂О концентрациясы, моль/л. Су концентрациясы тұрақты және 55,56 моль/л. Демек:

К_с = 55,56К =С_Н+ + С_ОН-,

Мұндағы, К_с – температураға байланысты судың иондық туындысы.

Бейтарап реакция кезінде  сутегі иондарының концентрациясы мен  гидрооксидтік топтар тең болады:

С_Н+ + С_ОН- = (С_Н+ )²;

Су температурасы 22⁰С кезінде иондық туындысы К_с = 1*10^-14 болса, онда

С_Н+ = 10^-7 моль/л.

Сутегі иондарының концентрациялық  логарифмінің оң мәні рН деп белгіленеді, яғни:

-Іg С_Н+ = рН

Немесе

С_Н+ = 10^-рН.

22⁰С температура кезіндегі химиялық таза су үшін рН=7 тең болса, онда мұндай суды бейтарап су деп атайды.

Практикада суды рН шамасы бойынша бес топқа жіктейді:

1. 3-ке дейін – қышқылды;
2. 4-6 – әлсізқышқылды;
3. 7 – бейтарап;
4. 8-10 – әлсізсілтілі;
5. 11-14 – сілтілі.

 

рН шамасы және суда еріген оттегінің болуы жабдықтардың коррозиясына едәуір әсер етед і. Қабат суындағы еріген тұздар металл коррозиясын үдетеді. Сонымен қатар қабат суларында  күкіртсутек пен көмірқышқыл  газының болуы оның коррозиялық  қабілетін арттыра түседі. Қабат суыныңжоғары температурасы да оның коррозиялыққажеттілігін арттырады [4].

Құрамындағы тұзға байланысты қабат мына формула бойынша есептелуі мүмкін:

ρ_қс = ρ_с + 0,764S,

Мұндағы, ρ_с – 20⁰С кезіндегі тазартылған судың тығыздығы, кг/м³; S – судағы тұздың концентрациясы, кг/м³.

(t) – температурасы кезіндегі  минералданған судың тығыздығын, 20⁰С кезіндегі қабат суының белгілі тығыздығы бойынша жуықтап анықтауға болады:

ρ_қс(t) = ρ _қс(20) – 0,0714(t – 20).

Судың тұтқырлығы құрамындағы  тұздарға және температураға байланысты және осының әсерінен тығыздыққа байланысты ол мына түрде жуықтап есептелінуі мүмкін:

μ_қс = μ_с (t) 10^0,0008831 ∆ρ,

Мұндағы, μ_қс – (t) температурасы кезіндегі қабат суыныңтұтқырлығы, мПа*с;

μ_с (t) − (t) температурасы кезіндегі тазартылған судың тұтқырлығы, ол мына формуламен анықталады:

μ_с (t) = 1353 (t + 50)^-1,6928,

∆ρ – 20⁰С кезіндегі минералданған және тазартылған су тығыздықтарының арасындағы айырмашылық, кг/м³;

∆ρ = ρ _қс– 998,3.

Тұщы судың жылусыйымдылығы – 4,19 кДж/кг*К, кристалды NаСІ – 0,88 кДж/кг*К, сондықтан минерализацияны ұлғайтқан кезде оның жылусыйымдылығы төмендейді.

Қабат суларының жылусыйымдылық коэффициенті 0,54 – 0,65 Вт/м*К аралығында болады [2].

2. Мұнайдың сулы эмульсиялары және олардың түзілуі

Мұнай эмульсиясы деп бір-бірінде  ерімейтін және ұсақ дисперсті бытыраңқы  күйде болатын мұнай мен қабат  суларының механикалық қоспасын айтады.

Қабатта және ұңғы түбінде  эмульсия түзілмейді. Олар ұңғы оқпанында  түзіледі, сол себепті эмульсияның  түзілу қарқынына ұңғыны пайдалану тәсілі әсер етеді.

Фонтанды ұңғыларда, егер ұңғы өнімінде су болса, онда қысымның төмендеуі әсерінен бөлінетін газды  көбіктер есебінен сұйықтардың қарқынды араласуы байқалады, яғни неғұрлым тұрақты  эмульсиялардың түзілуіне жағдай жасайды.

Бұл процесс әсіресе, штуцер арқылы су аралас мұнай өткен кезде  қатты жүреді.

Газлифтілі ұңғыларда  эмульсиялардың түзілу жағдайы фантанды ұңғылардыкіне ұқсас, бірақ та эрлифтіні (ауаны) қолданған кезде неғұрлым тұрақты (яғни, берік) эмульсиялар түзіледі, бұл эмульгатор болып табылатын  нафтенді қышқылдың тотықтануымен  түсіндіріледі (нафтенді қышқылдар  а у а оттегісімен тотығып эмульгаторлар түзеді).

Эмульсиялардың түзілуіне сондай-ақ парафиндер де әсер етеді, өйткені, олар құбырлардың өту қимасын тарылтып және ағын жылдамдығын арттырады, осыған байланысты сұйықтардың араласуы күшейеді.

Осылайща, мынадай қорытынды  жасауға болады, яғни мұнай эмульсиясы келесі түрде көрінетін энергиялар әсерінен пайда болады:

1. Механикалық энергия;
2. Газдың ұлғаю энергиясы;
3. Ауырлық күші әсерінен пайда болған энергия.

Мұнай эмульсиясындағы су тамшыларының өлшемі жұмсалған энергия  мөлшеріне кері пропорционал. Ұңғы өнімінің сулануы 40-60%-ке жеткен кезде  эмульсияның түзілу процесі қарқынды жүреді, яғни жүйе жоғары тұтқырлық  және тиксотроптық қасиеттер әсерінен ағымдылығын жоғалтады. Бұл жағдайларда  жүйеге ертерек реагент – деэмульгатор енгізу ұсынылады [8].

 

2.2.1 Мұнай эмульсиясының  жіктелуі

 

Эмульсияларды екі фазаға бөледі: ішкі және сыртқы. Құрамында  басқа сұйықтардың ұсақ тамшылары  бар сұйықты дисперсті орта (сыртқы, жалпы фаза) деп, ал дисперсті ортада ұсақ тамшылар түрінде орналасатын  сұйықты дисперсті фаза (ішкі, бөлінген фаза) деп атайды.

Дисперсті орта мен дисперсті  фазаның сипаты бойынша эмульсияларды екі түрге бөледі:

1. Тура түрдегі (судағы мұнай), оларды (М/С) деп белгілейді.
2. Кері түрдегі (мұнайдағы су), оларды (С/М) деп белгілейді.

(М/С) – эмульсиясында  сыртқы фаза ролін су атқарады, сондықтан олар кез-келген арақатынастағы сумен жақсы араласады және жоғары электрөткізгіштікке ие болады, ал (С/М) эмульсиясы тек қана көмірсутекті сұйықтармен араласады және электрөткізгіштік қасиеті болмайды.

Түзілетін эмульсия түрі мұнай  мен су көлемдерінің арақатынасына  байланысты және қай сұйықтың көлемі көп болса, сол сыртқы орта болып  табылады.

Бірақта, эмульгаторлардың (яғни асфальтендер, нафтендер, шайырлар, парафиндер, тұздар және механикалық  қоспалар) қатыстырылуымен мұнай  мен судың араласуы кезінде түзілетін  эмульсия түрлері өзгереді. Өйткені, гидрофобтық қасиеттері бар эмульгаторлар (яғни, суда ерімейтін, ал мұнайда еритін) С/М – (мұнайдағы су) түріндегі  эмульсияны түзсе, ал гидрофильді қасиетке ие эмульгаторлар (суда еритін) (М/С) (судағы мұнай) түріндегі эмульсияны түзеді.

Кәсіпшілік жағдайында, эмульсиядағы судың мөлшерін, әдетте, олардың түсі бойынша шамалайды:

1. құрамында 10%-ке дейін суы бар эмульсияның түсі мұнайдан ерекшеленбейді;
2. 15-20% дейін c у ы бар эмульсияның түсі қоңырдан сарыға дейін өзгереді;
3. 25% - астам су болса – сары түске ие болады [4].

 

2.2.2 Мұнай эмульсиясының  физикалық – химиялық қасиеттері

 

Мұнай эмульсиясы келесідей  қасиеттерімен сипатталады: дисперстілігі, тұтқырлығы, тығыздығы және электрлік қасиетімен.

Эмульсияның дисперстігі – бұл дисперсті ортада дисперсті фазаның бұзылу дәрежесі. Көбінесе эмульсияның дисперстігі эмульсиялардың басқа да қасиеттерін анықтайды.

Эмульсияның дисперстігі әдетте үш шамамен сипатталады:

1. тамшылар диаметрімен d
2. дисперстілік коэффициентімен D=1/d
3. меншікті бетімен S_мен (бөлшектің жалпы бетінің олардың жалпы көлеміне қатынасы).

Тамшылар өлшемі кең аралықта 0,1 – 100 мкм өзгереді.

Диаметрі бірдей тамшылардан  тұратын дисперсті жүйені монодисперсті  деп атайды, ал диаметрі әр түрлі  тамшылардан тұратын дисперсті  жүйені полидисперсті деп атайды. Мұнай эмульсиялары полидисперсті жүйеге жатады. Егерде дисперсті фазаның тамшылары микроскоп арқылы көрінбейтін болса, онда мұндай жүйені ультрамикрогетерогенді деп, ал көрінетін болса – микрогетерогенді деп атайды.

Әрбір дисперсті жүйенің меншікті беті – S_мен сол жүйенің жалпы бетін – S сол жүйенің жалпы көлеміне – V бөлгенге тең. Дисперсті фазадағы d – диаметрлі сфералы бөлшекті эмульсиялардың меншікті бетін мына формула бойынша анықтауға болады:

 

S_мен = S/V = πd²/πd³/6 = 6/d,

 

Яғни, меншікті бет бөлшектер өлшеміне кері пропорционал.

Дисперсті фазаның бөлшектерінің  өлшемі бойынша келесі жүйелерді  2-суретте қарастырады.

 

І – молекулярлы дисперсті, ІІ – коллоидті, ІІІ – микрогетерогенді,ІV – ірі дисперсті (мұнайлы).

Сурет2. Меншікті бет пен бөлшек өлшемдері арасындағы тәуелділік.

 

Эмульсияның тұтқырлығын  мұнай мен судың жалпы тұтқырлығы ретінде қарастыруға болмайды, яғни ол мұнайдың тұтқырлығына, эмульсияның  түзілу температурасына, судың мөлшеріне, дисперсті ортадағы дисперсті фазаның  тамшылар диаметріне байланысты болады.

Мұнай эмульсиясының тұтқырлығы парафинді мұнайлардың тұтқырлығы сияқты Ньютон заңына бағынбайды да, жылдамдық  градиентіне – dw/dx байланысты өзгереді және мүмкін тұтқырлық μ деп аталады.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Эмульсия тұтқырлығының  аномалдылығының негізгі себептері  болып кернеу ұлғайғанда ұсақталған (дисперленген) бөлшектердің деформациясы болып табылады. Берілген күш өскен  сайын тамшылап ұзарады, яғни шарикті  түрден эллипсоидты түрге айналады.

Мұнай эмульсиясындағы су құрамының көбеюі мүмкін тұтқырлықтың инверсия нүктесіне дейін ұлғаюына  әкеледі, яғни эмульсияның бір түрден екінші түрге өтуі.

Эйнштейн эмульсияның  тұтқырлығын анықтау үшін келесі формуланы ұсынды:

η₀ = η (1 + 2,5 φ),

 

Мұндағы, η₀ – дисперсті жүйенің тұтқырлығы; η – дисперсті ортаның тұтқырлығы; φ – ұсақталған (дисперленген) зат көлемінің жүйенің жалпы көлеміне қатынасы (мұнайдағы су (С/М) түріндегі эмульсия үшін бұл сулану пайызын көрсетеді). Тәжірибеде мұнай эмульсиясының тұтқырлығын вискозиметрдің көмегі арқылы анықтауға болады [4].

Эмульсияның тығыздығын сұйықтар үшін қабылданған әдістер арқылы мұнайдағы судың пайыздық құрамын  ескере отырып, олардың белгілі тығыздықтары бойынша келесі формула арқылы анықтайды:

 

ρ_э = 1/ (0,01q/ρ_с + (1 – 0,01q)/ρ_м),

 

Мұндағы, ρ_э , ρ_с, ρ_м – эмульсияның, мұнайдың, судың сәйкесті тығыздықтары; q – эмульсиядағы судың және еріген тұздардың массалық үлесінің құрамы, ол мына формула бойынша анықталады:

 

q = q₀ / (1-0,01х),

 

Мұндағы, q₀ – эмульсиядағы таза судың құрамы; х – судағы тұздардың пайыздық құрамы [4].