Содержание к диссертации
Введение
1. Водонефтяные дисперсные системы и их свойства 8
1.1 Основные типы водонефтяных эмульсий 9
1.2 Стабилизация водонефтяных эмульсий 10
1.3 Нефтяные природные стабилизаторы водонефтяных систем 12
1.4 Влияние химического состава пластовых вод на формирование и стабильность водонефтяных эмульсий 19
1.5 Дисперсность водонефтяных эмульсий 21
1.6 Реологические свойства водонефтяных систем 23
1.7 Электрические свойства водонефтяных эмульсий 27
2 Объекты и методы исследования 29
2.1 Объекты исследования 29
2.2 Методы исследования 30
2.3 Методика выделения межфазного слоя из водонефтяных эмульсий 32
2.4 Методика определения реологических свойств 35
2.5 Методика определения группового состава нефти 38
2.6 Методика определения элементного состава нефти 41
2.7 Метод ИК-спектроскопии 41
2.8 Потенциометрическое титрование азотистых оснований 42
2.9 Определение содержания солей титрованием водного экстракта 44
2.10 Математический анализ параметров структуры водонефтяной эмульсии... 45
2.11 Статистический факторный анализ данных методом главных компонент 46
3. Влияние обводненности нефти и минерализации водной фазы на размеры капель и реологические свойства эмульсий 49
3.1 Распределение среднего диаметра капель в зависимости от содержания дистиллированной воды 49
3.2 Распределение среднего диаметра капель в зависимости от содержания пластовой воды 53
3.3 Распределение среднего диаметра капель в зависимости от содержания солей в пластовой воде 55
3.4. Определение степени раздробленности для водонефтяных эмульсий 58
3.5 Реологические свойства водонефтяных эмульсий различного состава 61
3.6 Расчет энергии активации вязкого течения для водонефтяных эмульсий различного состава 68
3.7 Влияние содержания воды и солей на температуру застывания водонефтяных систем 72
4. Анализ влияния состава нефти и воды на структуру и свойства природных эмульгаторов нефтяных эмульсий 75
4.1 Групповой состав нефти и межфазных слоев водонефтяных эмульсий с дистиллированной водой 75
4.2 Анализ структуры нефтяных эмульгаторов эмульсий с дистиллированной водой 79
4.3 Исследование состава парафиновых углеводородов межфазныххлоев эмульсий с дистиллированной водой 90
4.4 Определение содержания СООН-групп в межфазных слоях эмульсий с дистиллированной водой 99
4.5 Групповой состав нефти и межфазных слоев водонефтяных эмульсий с пластовой водой 100
4.6 Анализ структуры нефтяных эмульгаторов эмульсий с пластовой водой 106
4.7 Структурно-групповой анализ асфальтенов нефти и эмульсий с дистиллированной и пластовой водой 116
4.8 Анализ состава парафиновых углеводородов межфазных слоев эмульсий с пластовой водой 118
4.9 Определение содержания азотистых оснований и СООН-групп в межфазных слоях эмульсий с пластовой водой 125
5. Математический анализ основных параметров, характеризующих состав и свойства эмульсий 129
Выводы 137
Список литературы 138
Приложение 151
- Стабилизация водонефтяных эмульсий
- Определение содержания солей титрованием водного экстракта
- Распределение среднего диаметра капель в зависимости от содержания солей в пластовой воде
- Исследование состава парафиновых углеводородов межфазныххлоев эмульсий с дистиллированной водой
Введение к работе
Длительная эксплуатация нефтяных месторождений и заводнение нефтеносных пластов приводят к образованию стойких водонефтяных эмульсий.
Обводненность нефти вызывает интенсивное образование асфальтосмолопарафиновых отложений, повышает температуру застывания нефти, увеличивает вязкость, таким образом, создавая дополнительные проблемы при ее транспорте и хранении. Стабилизация водонефтяных эмульсий осуществляется за счет образования природными эмульгаторами прочных адсорбционных слоев на границе раздела фаз [1-4]. Известно, что основными стабилизаторами водонефтяных эмульсий являются смолисто-асфальтеновые вещества и парафиновые углеводороды [4-7]. Органическую часть стабилизатора можно рассматривать как систему, состоящую из трех основных фракций: парафиновых углеводородов (ПУ), смол (С) и асфальтенов (А). В зависимости от соотношения (С+А)/ПУ, суммарного содержания основных компонентов стабилизирующего слоя и содержания ПУ определяется способ разрушения водонефтяных эмульсий [8].
Помимо природных нефтяных эмульгаторов на стабилизацию водонефтяных эмульсий влияют количество и минерализация пластовых вод, извлекаемых вместе с нефтью [9]. Внедрение новых технологических решений по разрушению стойких водонефтяных эмульсий требует разработки научно-обоснованного подхода, базирующегося на глубоком знании механизмов формирования структуры межфазного слоя и особенностей строения эмульгаторов в процессе стабилизации водонефтяных эмульсий в зависимости от содержания и состава водной и нефтяной фаз.
В последние годы опубликовано большое количество работ, посвященных исследованиям процессов деэмульгирования нефтей [10-15]. Однако, относительно малое число исследований посвящено изучению реологических характеристик и особенностей процессов формирования эмульсий в зависимости от содержания и состава водной фазы в широком температурном диапазоне. В то же время существует большая потребность в подробных данных по реологическим свойствам водонефтяных эмульсий, отличающихся высоким содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов и парафиновых углеводородов.
Основные трудности в решении указанных задач связаны с недостаточной изученностью особенностей состава межфазного слоя в зависимости от условий формирования эмульсий. Углубленное изучение группового состава межфазных слоев эмульсий, в которых концентрируются эмульгаторы, имеет научно-практическое значение для разработки нефтяных месторождений.
Основной целью настоящей работы является: выявление зависимости структурно-механических свойств водонефтяных эмульсий от особенностей состава нефти и степени ее обводненности.
Для достижения этой цели было необходимо: определить влияние содержания и минерализации водной фазы эмульсий на размеры капель и реологическое поведение эмульсий;
исследовать влияние содержания и минерализации водной фазы эмульсий на групповой состав межфазных слоев;
выявить влияние состава водонефтяных эмульсий высокосмолистых нефтей на структурно-групповой состав природных нефтяных эмульгаторов; выявить взаимосвязь между параметрами, характеризующими структурно-механические свойства эмульсий и нефтей. Положения, выносимые на защиту:
комплекс новых данных по структурно-реологическим свойствам водонефтяных эмульсий высокосмолистых нефтей;
связь между обводненностью нефти и минерализацией водной фазы эмульсий и составом природных нефтяных эмульгаторов;
особенности состава н-алканов межфазных слоев в зависимости от содержания и минерализации водной фазы в эмульсиях;
совокупность параметров, характеризующих структурно-механические свойства эмульсий. Научная новизна
Показано, что свойства эмульсий зависят от состава нефти и содержания воды: Установлено, что увеличение содержания воды в нефтяной эмульсии сопровождается изменением структурно-группового состава асфальтенов нефти в межфазном слое: увеличиваются средние значения молекулярных масс, количество гетероатомных фрагментов, степень цикличности и ароматичности «средней молекулы» асфальтенов.
Установлено, что свойства эмульсий на основе деминерализованной воды в основном зависят от содержания и состава смолистых компонентов, что обусловлено концентрированием в них полярных кислород- и азотсодержащих соединений.
• Установлено, что в составе парафиновых углеводородов в межфазных слоях эмульсий высокосмолистых нефтей происходит увеличение доли низкомолекулярных и высокомолекулярных н-алканов по сравнению с парафиновыми углеводородами нефти.
• Впервые с использованием данных математического анализа показано, что свойства эмульсий на основе минерализованной воды зависят от содержания и структурно-группового состава асфальтенов нефти.
Практическая значимость.
• Зависимость размеров капель эмульсий от содержания и состава водной фазы может быть использована для определения устойчивости эмульсий.
• Выявленные зависимости группового состава межфазных слоев нефтяных эмульсий высокосмолистых нефтей от содержания и минерализации водной фазы дают возможность установить тип природного стабилизатора, определяющего устойчивость водонефтяных систем.
• Результаты исследований по вязкостно-температурным свойствам водонефтяных эмульсий могут найти применение для прогнозирования их поведения при добыче, транспорте и переработке нефти.
Апробация работы и публикации: Результаты работы докладывались и обсуждались на 4-ой Всероссийской научно-практической конференции «Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа» (Томск, 2007); 8 и 9-ой Всероссийской научно-практической конференции студентов и аспирантов «Химия и химическая технология в XXI веке» (Томск, 2007, 2008); 5-ой Международной конференции студентов и молодых ученых «Перспективы развития фундаментальных наук» (Томск, 2008). По материалам диссертационной работы опубликованы 5 статей, материалы 4 докладов и тезисы 2 докладов в трудах международной и российских конференций.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти разделов, выводов, списка литературы из 142 наименований и приложения. Работа изложена на 162 страницах, содержит 40 таблиц и 46 рисунков.
Стабилизация водонефтяных эмульсий
Эмульсия образуется в результате двух конкурирующих процессов: дробления и коалесценции капель дисперсной фазы. По своей природе эмульсия является термодинамически неустойчивой системой. Это приводит к тому, что в состоянии покоя капли укрупняются, и эмульсия постепенно расслаивается. Чем быстрее происходит этот процесс, тем менее устойчива эмульсия [23-25]. При оценке устойчивости нефтяных эмульсий следуют различать два типа устойчивости: кинетическую и агрегативную. Кинетическая устойчивость — это способность системы противостоять оседанию или всплыванию частиц дисперсной фазы. Агрегативная устойчивость эмульсий - это способность глобул дисперсной фазы при их столкновении друг с другом или границей раздела фаз сохранять свой первоначальный размер. Существует ряд общих теорий, объясняющих устойчивость эмульсионных систем: эффект Гиббса-Марангони, двойного электрического слоя, сольватная теория, расклинивающего давления, структурно-механического барьера. Энергетические факторы стабилизации в эмульсионной системе отчетливо проявляются при утоньшении пленок дисперсионной среды, при этом происходит локальное понижение величины адсорбции ПАВ и, как следствие, местное повышение значений межфазного натяжения пленок, что приводит к появлению в плёнках давления, препятствующего их утоныпению названному эффектом Гиббса - Марангони. Этот стабилизирующий фактор является кинетическим, поскольку с достижением адсорбционного равновесия ПАВ в системе его влияния на процесс стабилизации уменьшается [8, 26, 27].
Теория двойного электрического слоя связывает агрегативную устойчивость эмульсионных систем с образованием на поверхности глобул двойного электрического слоя, обуславливающего возникновение энергетического барьера, который препятствует сближению глобул на минимальное расстояние, где начинают действовать интенсивные молекулярные силы притяжения [1, 8]. Сольватная теория объясняет зависимость высокой агрегативной устойчивости от образования на поверхности глобул достаточно мощного сольватного слоя из молекул дисперсионной среды. Эта сольватная оболочка исключает слипание частиц при соударении, как в результате своих упругих свойств, так и вследствие того, что на границе сольватного слоя и свободной среды отсутствует поверхностное напряжение. Однако согласно сольватной теории устойчивость эмульсионных полярных систем (вода) в неполярных средах (масло), объяснить за счёт образования сольватных оболочек нельзя, так как для этих систем сродство молекул незначительно. Для объяснения устойчивости тонких прослоек дисперсионной среды между сближающимися каплями дисперсной фазы разработана теория расклинивающего давления - энергетического барьера, препятствующего утонынению пленок жидкостей. Взаимодействие возникает при наличии дополнительной силы или расклинивающего давления, направленного под прямым углом к плоскости жидкой пленки. Появление расклинивающего давления с утоныиением пленки - результат образования адсорбционных слоев стабилизатора [28-30]. Данные исследования объединяют общие представления теорий стабилизации дисперсных систем двойными электрическими слоями, сольватной теорией и убедительно доказывают наличие на границе раздела фаз нефть - вода мощных надмолекулярных адсорбционных слоев, т.е. существование структурно - механического барьера [31].
Структурно-механический фактор стабилизации, по П.А. Ребиндеру, возникает при образовании на межфазной границе полимолекулярных защитных слоев из мицеллообразующих ПАВ, высокомолекулярных соединений, а иногда и тонких сплошных или дискретных фазовых пленок [32]. Межфазный защитный слой обладает способностью сопротивляться деформациям и разрушению, достаточной подвижностью для восстановления после возникших в нем дефектов. Структурно-механический барьер является комплексным фактором стабилизации, который включает термодинамическую, кинетическую и структурные составляющие [33]. Различия в кинетической устойчивости нефтяных эмульсий связаны с разностью плотностей нефти и воды, а также вязкостью нефти, агрегативная же устойчивость обусловлена наличием природных поверхностно-активных веществ. Таким образом, основными факторами, определяющими устойчивость водонефтяных эмульсий, являются дисперсность, вязкость, электрические свойства, концентрация и тип природных эмульгаторов.
Определение содержания солей титрованием водного экстракта
Определяли содержание солей в нефти и межфазных слоях 10, 50 и 70 % эмульсий с пластовой водой Верхнего месторождения по ГОСТ 21534-76 [129]. Пробу межфазного слоя эмульсий смешивали в делительной воронке в заданной пропорции с пластовой водой, перемешивали с помощью механической мешалки в течение 10 минут и оставляли расслаиваться на 12 часов. Через 12 ч отделяли водный слой и проводили экстракцию солей из нефти по ГОСТ 21534-76. Пробу анализируемого межфазного слоя переносили количественно в делительную воронку с мешалкой. Остаток нефти со стенок пипетки тщательно смывали толуолом. Содержимое воронки перемешивали 1-2 мин мешалкой. К пробе анализируемой нефти приливали 100 см3 горячей дистиллированной воды и экстрагировали соли, перемешивая содержимое воронки в течение 10 мин. После экстракции и разделения эмульсии водный слой фильтровали через стеклянную воронку с бумажным фильтром в коническую колбу емкостью 250 см3. Промывку содержимого делительной воронки горячей дистиллированной водой продолжали до полного извлечения солей, собирая вытяжку в ту же колбу. Полноту извлечения контролировали по отсутствию хлоридов в вытяжке с помощью 0,01 н раствора азотнокислого серебра. Водный экстракт охлаждали до комнатной температуры, измеряли его объем и приступали к определению солей.
Определение содержания хлора Содержание ионов СГ определяли индикаторным титрованием водного экстракта 0,01 н раствором Hg(N03)2 в присутствии индикатора дифенилкарбазида по ГОСТ 21534-76. Содержание СГ в водном экстракте рассчитывали по формуле: где V] - объем раствора Hg(N03)2 , израсходованного на титрование рабочей пробы, см3; V0 - объем раствора Hg(N03)2 , израсходованного на титрование холостой пробы, см3; К - коэффициент приведения концентрации раствора Hg(NOs)2 к точно 0,01н; V- объем пробы, см ; 35,45 -эквивалент иона СГ. Содержание СГ в 1 дм нефти рассчитывали по формулам: Для исследования функции распределения капель по размерам водонефтяную эмульсию нужной концентрации после приготовления помещали под микроскоп, к которому была прикреплена цифровая камера. Перед получением фотоснимков структуры эмульсии, для каждого образца проводили калибровку увеличения микроскопа с помощью объекта-микрометра ГОСТ 7313-55 с размером шкалы 0,01 мм. Для каждой концентрации эмульсии получали несколько фотоснимков, из которых для дальнейшего анализа выбирали лучшие по качеству. После проведения эксперимента получили микрофотографии эмульсий. По микрофотографиям эмульсий просчитали диаметры 500 капель воды и средний диаметр капли для каждой концентрации водонефтяной эмульсии по формуле Dn=XN;-dj/]TN. Кроме того, рассчитали значение степени раздробленности, характеризующее распределение капель по диаметру. Значение индекса, это отношение количества капель і-ого диаметра к общему числу капель в эмульсии Dv = XNrd/XN[130]. Выявление зависимостей между различными физико-химическими параметрами анализируемых нефтей и их эмульсий проводили посредством факторного анализа. Факторный анализ позволяет определить количество параметров, оказывающих воздействие на целый комплекс показателей, характеризующих изучаемый объект, вследствие чего соответствующие показатели оказываются связанными друг с другом в систему [131-133]. Для определения основных закономерностей процессов формирования эмульсий с ДВ и ПВ в зависимости от состава нефти были обработаны результаты структурно-группового анализа, ГЖХ, ИК-спектроскопии, детального анализа асфальтеновых компонентов (элементного состава, ПМР), реологических исследований, измерений размеров капель. Алгоритмы, обеспечивающие выполнение и расчет метода главных компонент, входят в пакет статистических программ Faktor Analyzing. В этом случае информация предоставлялась в виде матрицы, в которой объектами были исследуемые нефти и их эмульсии, а факторами служили данные, полученные при анализе образцов (рис. 2.4). Для эмульсий с ДВ 10 образцов и с ПВ 9 образцов анализировали по 76 параметрам. После обработки полученной матрицы методом главных компонент большая часть информации сосредоточилась в двух факторах. Выводы по 2 разделу: 1. Проведен подбор объектов исследования; 2. Отработана основная схема проведения эксперимента и математической обработки полученных экспериментальных данных.
Распределение среднего диаметра капель в зависимости от содержания солей в пластовой воде
Для изучения влияния содержания солей пластовой воды на размеры и форму капель исследовали 50 % водонефтяные эмульсии, содержащие в качестве водной фазы воду различной минерализации. Снижение содержания солей в водной фазе с 486 г/дм до 437 г/дм не привело к значительным изменениям формы и размеров капель эмульсий. Для эмульсий с водой минерализации 340 г/дм3 наблюдалось снижение размеров капель до минимального - 6 мкм, по сравнению с 10 мкм для 50 %-ной эмульсии с ПВ. С дальнейшим снижением минерализации размеры капель значительно увеличивались. Для составов с минерализованной водой 246, 143, 49 г/дм3 средний диаметр капель постепенно увеличивался до 13 мкм (рис.3.5 и рис. 3.6). Таким образом, размеры капель в эмульсии с водной фазой минерализации 340 г/дм3 имели наименьшие размеры, что может быть обусловлено оптимальной концентрацией солей, характерной для наибольшей степени устойчивости 50 % эмульсий. Возможно, при этой концентрации солей для исследуемых систем Содержание водной фазы и степень раздробленности значительно влияют на устойчивость водонефтяных эмульсий. Степень раздробленности характеризует функцию распределения капель по линейным размерам для эмульсий с пластовой и дистиллированной водой. Анализ данных этого параметра для эмульсий с 10 — 30 % ДВ свидетельствует о преобладании в системах капель одного размера. При этом максимальные значения составляли 0,60 и 0,55 для среднего диаметра капель 10 и 8 мкм для 10 и 30 %-ных эмульсий соответственно, что характеризует их как наиболее устойчивые (рис 3.7).
С увеличением содержания воды в эмульсии до 50 - 70 % доля капель разного размера возросла, что может свидетельствовать о снижении стабильности водонефтяных систем. При этом распределение капель по размерам для 50 %-ных эмульсий имело четкий максимум, приходящийся на капли с размерами 10 мкм, а для 70 %-ных эмульсий наблюдался постепенный переход в широком диапазоне размеров капель от 10 мкм до 25 мкм. Таким образом, для малообводненных водонефтяных систем характерно преобладание капель одного размера (средний диаметр), что свидетельствует об однородности и устойчивости эмульсий. Для высокообводненных эмульсий происходит увеличение доли капель с разными размерами. Влияние содержания пластовой воды на степень раздробленности водонефтяных систем показало, что для 10-30 %-ных эмульсий с ПВ наблюдается аналогичная тенденция, что и для эмульсий с ДВ (рис. 3.8). Для 10 %-ной эмульсий с ПВ распределение по размерам капель имело максимум в значении среднего диаметра (5 мкм). Основная доля капель для 30 %-ной эмульсии с ПВ приходилась на размеры 3-4 мкм. С увеличением содержания воды до 50 - 70 % в эмульсии максимум сместился в область значений диаметра капель 10 и 16 мкм соответственно. По сравнению с 50 - 70 %-ными эмульсиями с ДВ функция распределения капель для высокообводненных водонефтяных систем с ПВ имела ярко выраженные максимумы, приходящиеся на капли с большим диаметром. Для эмульсий с концентрацией солей в водной фазе 437 и 340 г/дм3 наблюдается сходство в распределении капель по размерам в области низких значений (рис. 3.9). Для эмульсий с водной фазой, минерализация которой составляет 243 г/дм3, характерен максимум, приходящийся на 7 мкм, затем с повышением среднего диаметра капель до 10 мкм их доля в исследуемой эмульсии снизилась. Для эмульсий с концентрацией солей в водной фазе 146 г/дм3 доля капель с диаметром 8-11 мкм постепенно увеличилась. В эмульсиях с
Исследование состава парафиновых углеводородов межфазныххлоев эмульсий с дистиллированной водой
В работе Г.Н. Позднышева показано [8, 134], что при стабилизации промысловых эмульсий наряду с асфальтенами значительную роль играют низкомолекулярные и высокоплавкие парафиновые углеводороды. Молекулярно-массовое распределение парафиновых углеводородов нормального строения Качественный состав н-алканов (на примере малопарафинистой нефти Верхнего месторождения, высокопарафинистых нефтях Фестивального и Арчинского месторождений), выделенных из межфазных слоев эмульсий и исходных нефтей был определен методом ГЖХ. Молекулярно-массовое распределение н-алканов исходной высокопарафинистой нефти Фестивального месторождения носит мономодальный характер с максимумом, приходящимся на С2і (рис. 4.3). Мономодальный вид с максимумом, приходящимся на С20, имеет кривая распределения н-алканов из межфазного слоя 10 % эмульсии (рис. 4.4). При увеличении содержания воды в эмульсии до 50 % на кривой молекулярно-массового распределения н-алканов наблюдали два максимума, приходящихся на С2і - С22 и С32 (рис. 4.5). В составе н-алканов было отмечено снижение доли УВ с числом атомов углерода С25 - Сзо, возможно, из-за сравнительно меньшей их адсорбционной способности (табл. 4.11). Молекулярно-массовое распределение н-алканов высокопарафинистой нефти Арчинского месторождения имело мономодальный характер с максимумом, приходящимся на Сі5- Сі7 (рис. 4.6). В 50 % эмульсиях арчинской нефти на кривой молекулярно-массового распределения было отмечено два максимума, приходящиеся на С15 и С2в- (рис 4.7). Для н-алканов 50 % эмульсии арчинской нефти так же, как для н-алканов эмульсий Фестивального месторождения, отмечено снижение доли УВ с числом атомов углерода С2о- С25 Увеличение доли низкомолекулярных алканов в составе ПУ обусловлено тем, что они обладают большой подвижностью и меньшим поверхностным натяжением в сравнении с высокомолекулярными. При этом способность молекул парафинов к ассоциации возрастает по мере перехода к высокомолекулярным алканам [35, 65, 68]. То есть наибольшей адсорбционной способностью обладают низкомолекулярные и высокомолекулярные н-алканы.
Таким образом, в составе ПУ межфазных слоев эмульсий как малопарафинистых, так и высокопарафинистых нефтей наблюдалось увеличение доли низкомолекулярных и высокомолекулярных н-алканов. Анализ микрофотографий парафиновых углеводородов нормального строения Анализ микрофотографий н-алканов свидетельствовал о формировании более крупных агломератов н-алканов, выделенных из межфазного слоя эмульсий с содержанием ДВ 50 % (рис. 4.12, 4.13). Это объясняется значительным увеличением в составе н-алканов доли высокомолекулярных УВ С4о - С7о (в 2 раза) в межфазном слое 70 % эмульсии (табл. 4.12). Анализ парафиновых углеводородов методом ИК-спектроскопии Данные ИК-спектроскопии показали, что условное содержание парафиновых структур и коэффициент разветвленности для ПУ нефти и межфазного слоя Арчинского месторождения изменялся незначительно. Коэффициент разветвленности ПУ межфазного слоя эмульсии уменьшился в 2 раза по сравнению с исходной нефтью Фестивального месторождения. Наблюдались изменения спектральных коэффициентов, характеризующих условное отношение СНг-групп в парафиновых цепях к СН3-группам, а именно снижение значения коэффициента в 1,4 - 1,6 раза для н-алканов межфазных слоев эмульсий в сравнении с ПУ нефти (табл. 4.13). Анализ спектральных коэффициентов показал, что для всех ПУ, выделенных из межфазных слоев и нефти Верхнего месторождения коэффициент разветвленности изменяется незначительно (табл. 4.14). В составе н-алканов межфазных слоев по сравнению с н-алканами арчинской, фестивальной и верхней нефтей наблюдалось увеличение доли низкомолекулярных за счет их высокой степени подвижности и высокомолекулярных углеводородов из-за повышения степени ассоциации этих молекул. Увеличение объемной фазы воды в эмульсии, помимо качественного состава повлияло на размеры кристаллов ПУ, агломераты ПУ увеличились, что связано с ростом доли высокомолекулярных н-алканов. Наличие в смолисто-асфальтеновых соединениях нефти гетероорганических соединений в значительной степени определяют их характерные особенности -полярность, парамагнетизм, высокую склонность к межмолекулярным взаимодействиям и ассоциации, полидисперсность и др. [67].
Сера входит в состав гетероциклов (тиофеновых, тиациклановых, тиазольных), тиольных групп и сшивающих молекулы сульфидных мостиков. Кислород в смолах и асфальтенах представлен в форме гидроксильных (фенольных и спиртовых), карбоксильных, эфирных (простых и сложных лактонных), карбонильных (кетонных и хинонных) групп и фурановых циклов. Карбоновые нефтяные кислоты являются наиболее изученным классом кислородсодержащих соединений нефти. Большинство кислот относятся к одноосновным RCOOH, где в качестве R может быть практически любой фрагмент углеводородных и гетероорганических соединений нефти. Известно, что состав кислот определяется типом нефти. В метановых нефтях преобладают алифатические кислоты, в нафтеновых нефтях - нафтеновые и нафтеноароматические кислоты [67]. Нефтяные кислоты характеризуются наибольшей поверхностной активностью [135]. Установлено, что по сравнению с исходной нефтью в межфазных слоях значительно увеличилось содержание СООН-групп (табл. 4.15). Для межфазных слоев эмульсий с дистиллированной водой максимальное количество СООН-групп содержалось в эмульсии с 50 % содержанием воды (увеличение в 23 раза по сравнению с исходной нефтью)
