книги из ГПНТБ / Бабалян, Г. А. Физико-химические процессы в добыче нефти
.pdf!п:мк
40 г -
Рііс. 86. Зависимость толщины про |
Р ис. |
87. Зависимость толщины |
про |
||||
слойки |
электролита от |
скорости |
слойки электролита от скорости дви |
||||
движения капли ксилола при различ |
жения |
капли неполярной |
жидкости |
||||
ном содержании в нем асфальтенов. |
при |
различном содержании в |
ней |
||||
Числа на |
кривых — содержание |
асфальте |
|
|
арлаископ нефти. |
|
|
|
нов, %. |
|
Числа |
на |
кривых — содержание |
арланскоП |
|
|
|
|
нефти |
в |
нзовпскозной ей неполярной |
ж ид |
кости, %.
4. ВЛИЯНИЕ ПАРАФИНА
На толщину водной прослойки при движении в пористой среде влияет и содержание парафина в нефти.
На рис. 88 показана зависимость толщины водной прослойки ■от скорости движения капли для 5%-ного раствора парафина в ке росине при различном содержании в нем смол (сплошные линии при 20°С и пунктирные при 50° С).
И в этом случае при всех концентрациях как при 20, так и при 50° С с увеличением скорости движения капли ѵк толщина прослой ки электролита h вначале линейно возрастает, затем, начиная с некоторой скорости о0т, становится неизменной (/гст). С увеличе нием концентрации смол величина пСт убывает, /гст возрастает, что объясняется, как указывалось выше, уменьшением поверхностного натяжения на границе с электролитом. С повышением темпера туры наблюдается увеличение пСт и уменьшение /гст, что также связано с увеличением поверхностного натяжения и в соответствии с этим капиллярного давления.
Аналогичен характер изменения толщины водной прослойки
взависимости от скорости движения при указанных температурах
идля капли 5%-ного раствора парафина в орто-ксилоле при раз личном содержании в ней асфальтенов (рис. 89, сплошные линии при 20°С, пунктирные — при 50°С). Было установлено, что при одних и тех же концентрациях асфальтенов в ксилоле и смол в керосине значения пСт больше, а Ііст меньше для ксилола.
160
О |
• |
в |
IS |
2*t |
Ü^ MM/ C |
Рис. |
88. |
Зависимость |
толщины |
водной |
прослойки |
от скорости движения капли 5%-ного раствора па рафина в керосине при различном содержании в нем смол.
о ' |
з |
/6 |
гч |
з і г й ^ м м /с |
Рис. 89. Зависимость толщины водной прослойки от скорости движения капли 5%-иого раствора парафина в орто-ксилоле при различном содержании в нем асфальтенов.
С — содержание асфальтенов, %; а — поверхностное натяжение, sp r/cu J.
l / a 1 1 |
За*. 398 |
На рис. 90 показано изменение Ігст при движении капель 5%-ного раствора парафина в керосине и ксилоле в зависимости от концентрации в первом смол, во втором асфальтенов (температу ры, при которых проводились опыты, помечены па кривых). Кри вая для чистого керосина (точки на рисунке обозначены звездоч ками) располагается ниже, чем для керосинового раствора пара
пет, ™УС
Рис. 90. Зависимость hCT от кон центрации в 5%-ных керосиновом и кснлольном растворах соответ ственно смол (сплошные линии) и асфальтенов (пунктирные ли
нии).
а — керосин; б — ксилол.
Рис. 91. Зависимость вот от концентрации в 5%-ных керо синовом н кснлольном раство рах парафина соответственно смол (сплошные линии) и ас фальтенов (пунктирные ли
нии).
а — керосин; б — ксилол. Нижняя кривая соответствует керосину, не содержащему парафин
фина. При 50° С кривые зависимости Лот от концентрации отличны от аналогичных кривых при 20° С. Можно предположить, что в рас сматриваемом интервале концентраций они представляют началь ный участок кривых при 20° С до изгиба в сторону резкого увели чения /гст. Кривые зависимости /гст от концентрации для ксилольного раствора парафина при 20 и 50° С почти совпадают.
Величина ѵст с повышением концентрации смол в 5%-ном ке росиновом растворе парафина (рис. 91) вначале (при малых кон центрациях) возрастает и доходит до некоторого максимума (мак симум, возможно, соответствует несколько большим концентра циям, так как отсутствуют опытные определения вблизи отмеченного максимума), затем уменьшается, в то время как при добавке смол в керосин, не содержащий парафина, снижается с
162
самого начала. С увеличением же концентрации асфальтенов в ксилоле Ѵст возрастает.
В исследованном интервале скоростей до достижения /гст на блюдается линейная зависимость между толщиной водной про слойки и скоростью движения капли. Стабилизация толщины вод ной прослойки при некоторой скорости ѵст указывает на то, что капля при значениях ѵ>ѵст движется как твердое тело. Это, оче видно, возможно лишь в том случае, когда проскальзывания кап ли относительно водной прослойки не происходит, т. е. когда с увеличением концентрации смол и асфальтенов в капле, содержа щей парафин, поверхностное натяжение уменьшается, что вызы вает уменьшение капиллярного давления в ней и приводит к уве личению толщины водной прослойки.
Парафин, адсорбируясь на границе с водной прослойкой, также снижает поверхностное натяжение и дает увеличение /іст.
Полученные результаты дают основание сделать следующие выводы.
Наличие парафина несколько сказывается на характере движе
ния капель: уменьшается ѵст и увеличивается |
/гст. Добавка |
смол |
|
и асфальтенов соответственно в керосиновый |
и ксилольный |
рас |
|
творы |
парафина дает аналогичные результаты. В отличие от чи |
||
стого |
керосина при малых добавках смол наблюдается увеличе |
ние цст.
Величина /гст с повышением температуры уменьшается. Возра стание hCT с увеличением концентрации смол затрудняет возмож ность отложения парафина в поровом пространстве.
На величину /іст и ѵст влияют добавки ПАВ Стабильные значения толщины водной прослойки увеличением концентрации ОП-Ю в электролите, так как уменьшается поверхностное натяжение (табл. 39).
На рис. 92 показано изме нение скорости движения кап ли керосина в зависимости от перепада давления при раз личных концентрациях ОП-Ю в электролите. Скорость дви жения капли возрастает с по вышением концентрации ПАВ
в растворе. При этом перепад давления, необходимый для движе ния капли в капилляре с заданной скоростью, уменьшается.
Опыты показывают резко выраженную зависимость толщины прослойки электролита от скорости движения капель в капилляре: толщина прослойки линейно возрастает в определенном интервале увеличения скорости движения, после чего остается постоянной. Стабилизация толщины прослойки электролита в опытах дости гается при скоростях движения капли намного больше тех, кото
V» п * ібз
рые наблюдаются в |
пластовых |
условиях |
в процессе |
завод |
нения. |
|
|
|
|
Кроме того, толщина прослойки зависит |
от вязкости |
электро |
||
лита и углеводородной |
жидкости |
и наличия |
в них поверхностно |
активных веществ; поверхностного натяжения в системе и радиуса
капилляра. Толщина |
водной |
прослойки |
под |
пузырьком |
воздуха |
||||||||||||
и ,мм/с |
|
|
|
или каплей углеводородной жидкости воз |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
растает с увеличением вязкости электроли |
||||||||||||
|
|
|
|
|
та, радиуса капилляра и скорости движе |
||||||||||||
6В |
|
|
|
|
ния капли |
до |
|
определенного |
предела и |
||||||||
|
|
|
|
|
уменьшается с увеличением поверхностного |
||||||||||||
|
|
|
|
|
натяжения, |
|
|
|
|
|
|
|
|
асфаль |
|||
60 |
|
|
|
|
В случае ксилольных-растворов |
||||||||||||
|
|
|
|
тенов |
стабилизация |
толщины |
прослойки |
||||||||||
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
происходит |
при |
более |
высоких |
скоростях |
||||||||
|
|
|
|
|
движения, чем в случае растворов нафте |
||||||||||||
31 |
|
|
|
|
новых |
кислот в |
керосине. Ксилольные ра |
||||||||||
|
|
|
|
|
створы асфальтенов имеют более высокие |
||||||||||||
|
|
|
|
|
значения |
поверхностного |
натяжения, |
чем |
|||||||||
и |
|
|
|
|
растворы |
нафтеновых |
кислот |
в |
керосине, |
||||||||
|
|
|
|
поэтому |
они |
оказывают |
соответственно |
||||||||||
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
большее сопротивление деформации |
капли. |
|||||||||||
16 |
|
|
|
|
При увеличении |
толщины |
водной про |
||||||||||
|
|
|
|
слойки |
|
сопротивление |
движению |
капли |
|||||||||
|
|
|
|
|
уменьшается. |
Следовательно, |
сопротивле |
||||||||||
|
|
|
|
|
ние движению |
диспергированной нефти в |
|||||||||||
8 |
|
|
|
|
пористой |
среде |
должно уменьшаться при |
||||||||||
h |
|
|
|
|
увеличении |
толщины |
пленки, т. е. при |
воз |
|||||||||
|
|
|
|
растании скорости движения капель, вязко |
|||||||||||||
0 |
|
6 |
В |
|
|||||||||||||
|
|
сти вытесняющей жидкости и радиуса по- |
|||||||||||||||
|
Ар, см Вод.cm.. |
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
ровых |
каналов, |
а также |
при уменьшении |
|||||||||
Рис. |
92. |
Зависимость |
поверхностного |
|
натяжения |
на |
границе |
||||||||||
скорости |
|
движения |
раздела |
нефть — вода |
и |
вязкости |
нефти. |
||||||||||
капли |
|
керосина |
от |
С уменьшением скорости движения толщи |
|||||||||||||
перепада |
|
давления |
|||||||||||||||
при |
различных |
кон |
на водной прослойки уменьшается, вследст |
||||||||||||||
центрациях |
неионо |
вие чего возрастает сопротивление ее дви |
|||||||||||||||
генного ПАВ (ОП-Ю) |
жению и она останавливается. |
При |
боль |
||||||||||||||
в |
электролите. |
ших концентрациях |
активных |
компонентов |
|||||||||||||
Числа |
на |
кривых — кон |
|||||||||||||||
центрация |
ОП-Ю, |
%. |
в нефти |
скорость |
утончения |
водной |
про |
||||||||||
|
|
|
|
|
слойки и вероятность ее разрыва при оста |
||||||||||||
новке капель увеличиваются. С этой |
точки |
зрения |
очень |
важно, |
чтобы в процессе вытеснения нефти водой из пористой среды не было остановок, так как в последующем для отрыва капель от твердой поверхности и их сдвига в порах требуется значительный перепад давления.
Полученные результаты вскрывают механизм движения неф ти, диспергированной в воде, при фильтрации этих жидкостей в пористой среде. На основании проведенных исследований можно
164
заключить, что при медленном проникновении нефти в призабой ную зону возможность разрыва пленки остаточной воды значи тельно больше, чем при быстром. Дальность проникновения одного и того же объема нефти в призабойную зону больше при высоких скоростях закачки, чем при малых, так как в последнем случае толщина водной прослойки на стенках пор больше. В соответствии с этим больше и количество остаточной воды в зоне проникнове ния и время, необходимое для последующего разрыва пленки воды. Причем это время определяется углеводородным составом нефти, качеством и количеством активных компонентов в ней. При высо ком содержании ароматических углеводородов вероятность и ско рость разрыва водной прослойки увеличиваются.
Значительный интерес представляет процесс движения капель для объяснения причин высокой кратковременной обводненности продукции скважин после их непродолжительной остановки. Опы ты наглядно показывают, что при остановке скважиин идет процесс интенсивного утончения водной прослойки под каплями нефти. Подвижность их сильно убывает вследствие утончения водной про слойки и прилипания капель к стенкам пор. В результате этого при пуске скважин после остановки требуется определенное время для восстановления режима движения смеси, который существовал до остановки. В первый момент после пуска вследствие малой по движности капель нефти вода обходит их. В результате фазовая проницаемость для капель нефти оказывается малой, а проскаль зывание воды относительно нефти — высоким, несмотря на умень шение фазовой проницаемости пористой среды не только для нефти, но и для воды.
5. ОТМЫВ ПЛЕНКИ НЕФТИ С ТВЕРДОЙ ПОВЕРХНОСТИ
Во многих случаях в практике встречаются с отмывом пленки нефти с твердой поверхности: при вытеснении нефти водой из по ристой среды, при движении нефти и воды в трубах, проведении ремонтных работ в скважинах и т. д. В ряде работ изучался ме ханизм отмыва нефтяной пленки с различных твердых поверхно стей в щелочной и жесткой пластовых водах, а также в морской и речной воде в связи с тем, что они применяются при заводнении нефтяных пластов.
Исследования проводили на пластинках стекла, кварца, из вестняка (мрамора) и полевого шпата, из которых в основном состоят нефтяные коллекторы. В опытах была использована нефть Кюровдагского месторождения Азербайджана плотностью 0,922г/см3, с содержанием нафтеновых кислот 1,1%, асфальтенов 7,0%, акцизных смол 64,0% и силикагелевых смол 20,0%. Началь
ная толщина пленки нефти была на стекле 50,7, на |
мраморе — |
60,2, на полевом шпате — 80 мк. Разница в толщинах |
пленок, по |
всей вероятности, объясняется различной степенью гидрофильности
11 Зак. 398 |
165 |
пластинок. Полевой шпат менее гидрофилен по сравнению со стек лом и мрамором.
За процессом размыва пленки нефти наблюдали визуально, а также путем фотографирования в начале опыта, через 6,24 ч и 48 ч.
Вщелочной пластовой воде на поверхности стекла и мрамо ра наблюдаются утончение пленки нефти и смыв некоторого количества нефти с поверхности без разрыва пленки. На поверх ности же полевого шпата происходит разрыв пленки и образова ние крупных капель и линз нефти, которые не отрываются от по верхности.
Вжесткой пластовой, морской и речной водах процесс разрыва
протекает быстро, но число очагов разрыва мало, капли крупные и плохо отделяются от поверхности. Относительно хуже происхо дит разрыв пленки на полевом шпате, несколько лучше на мра море и хорошо — на стекле.
Добавка 0,05% ПАВ ОП-Ю во всех случаях ускоряет процесс отмыва и увеличивает число очагов разрыва, уменьшает размер образующихся капель и краевой угол их смачивания, благодаря чему от поверхности отделяется большое количество нефти.
При добавке ПАВ в щелочную воду наблюдается интенсивный разрыв пленки нефти на всех поверхностях, образование мелких капель, легко отрывающихся в первую очередь от поверхности стекла. На поверхности полевого шпата все же остаются капли больших размеров.
Отмыв нефти с твердой поверхности проводился по следующей методике.
Стеклянные и кварцевые пластинки выдерживали в хромовой смеси не менее 5 ч, промывали водопроводной, затем дистиллиро ванной водой и сушили с помощью фильтровальной бумаги. Мра морную пластинку промывали бензолом, спиртом, затем дистил лированной водой и также сушили фильтровальной бумагой.
Во всех случаях пленку нефти на пластинке получали одина ковым способом: пластинку опускали в нефть, затем вытаскивали
ипомещали в прибор, заполненный азотом (для предотвращения окисления тонкой пленки нефти азот под небольшим давлением пропускался в прибор из баллона). В атмосфере азота нефть сте кала с пластинки и на ней после прекращения стекання образовы валась устойчивая пленка. Взвешиванием пластинки, прибора с пластинкой, смоченной нефтью, прибора без пластинки, но с нефтью, стекшей с пластинки на дно прибора, определяли вес нефти на пластинке. После этого пластинку извлекали из прибора
ипогружали в воду или водный раствор ПАВ. Сверху в сосуд с раствором пипеткой наливали определенное количество (15 мл) очищенного керосина (аВк = 47,5 эрг/см2). При разрыве нефтяной пленки на пластинке капли нефти всплывают наверх и растворя ются в керосине, образуя раствор нефти в керосине различной кон
центрации. Необходимое количество раствора отбирали пипеткой, и на фотоэлектроколориметре определяли его оптическую плот
166
ность. По заранее построенной тарировочной кривой (оптическая плотность—-концентрация раствора нефти в керосине) вычисляли вес нефти, отмытой с пластинки, и определяли процентное отно шение веса отмытой нефти ко всему количеству нефти на пла стинке.
Были проведены также опыты с арланской нефтью плотностью 0,892 г/см3, вязкостью 30 спз, с содержанием асфальтенов 6%. Главным отличием кюровдагской нефти от арланской яв ляется наличие в первой нафтеновых кислот. В случае арланской нефти использовались дистиллированная вода и добавки к ней ПАВ.
Визуальные наблюдения показали, что при отсутствии ПАВ раз рыва пленки на поверхности стеклянной пластинки за 24 ч не про исходит— пленка лишь утончается и частично разрывается на краях пластинки. При наличии же в воде ПАВ пленка разрыва ется, причем разрыв пленки и установление равновесных значений краевых углов смачивания для капель нефти после разрыва на ступает тем раньше, чем больше концентрация ПАВ в рассматри ваемых пределах. В соответствии с этим увеличиваются количества нефти, отмываемой с поверхности пластинки, и скорость отмыва.
Добавка в воду катионного ПАВ катапина А замедляет разрыв пленки и начало отмыва пленочной нефти со стеклянной пластинки,
хотя значительно увеличивает |
|
Т а б л и ц а |
40 |
|||
количество |
отмытой |
нефти |
|
|||
(табл. 40) .по сравнению с ди |
|
|
Отмыв, % |
|
||
стиллированной водой. |
|
Концентрация |
|
|
|
|
Сравнивая результаты опы |
ПАВ, % |
за 5 ч |
за 24 |
ч |
||
тов, можно сделать вывод, что |
|
|
|
|
||
при использовании ОП-Ю от |
0 ,1 0 0 |
2 2 ,2 |
65,3 |
|
||
мыв нефти |
с поверхности сте |
|
||||
клянной пластинки происходит |
0,075 |
2 1 ,1 |
47,1 |
|
||
0,050 |
2 0 ,0 |
31,3 |
|
|||
значительно |
быстрее, |
чем при |
0,025 |
2 1 ,0 |
27,6 |
|
применении катапина А. Коли |
0 ,0 1 0 |
2,7 |
1 2 ,2 |
|
||
чество нефти, отмытой |
раство |
|
|
|
|
|
рами ОП-Ю, больше, чем от |
|
|
|
|
||
мытой растворами катапина А. Особенно |
большая |
разница |
на- |
|||
блюдается при низких концентр |
|
|
|
|
Данные, полученные в опытах по отмыву пленки нефти с мрамор ной пластинки в 0,05%-ном растворе ОП-Ю, 0,05%-ном растворе катапина А и в дистиллированной воде, приведены в табл. 41.
После разрыва пленки в растворе катапина А на пластинке об разуются крупные капли и линзы нефти. Угол смачивания и пло щадь прилипания капель велики. Это объясняется тем, что катапин А гидрофобизирует поверхность мрамора.
Так как основным компонентом песчаных пород нефтяных ме сторождений является кварц, то были проведены опыты по отмыву пленок нефти с кварцевых пластинок в растворах различных ПАВ, которые показали, что процессы отмыва с кварца протекают так
11* 167
|
|
|
Т а б л и ц а 41 |
|
|
Отмыв, % |
|
Раствор |
за 10 ч |
за 15 ч |
за 24 ч |
|
|||
ОП-Ю ........................... |
8,3 |
13 |
52,4 |
Катапин А ....................... |
1,3 |
9,4 |
9,7 |
Дистиллированная вода . |
11 |
16,5 |
17 |
|
|
Таблица |
42 |
же, как и со стекла, и ко- |
||||||||
Материал |
|
|
|
|
нечные |
результаты |
нолу- |
|||||
Раствор |
|
5 |
чаются |
примерно |
та |
|||||||
пластинки |
|
|
% ™ Ь1 ’ ч |
|||||||||
|
|
|
|
|
кие |
же. |
|
|
|
|
||
Мрамор |
ОП-Ю |
|
4j?’g |
|
|
При применении доба- |
||||||
|
вок |
ПАВ в воду, |
закачн- |
|||||||||
» |
Катапин А |
|
1 4 ’з |
ваемую |
в пласт, |
|
разрыв |
|||||
Стекло |
Дистиллированная вода |
|
||||||||||
ОП-Ю |
|
5 |
1 ’о |
пленки нефти и ее отмыв |
||||||||
з> |
Катапин А |
|
|
4,0 |
происходят |
при |
движе- |
|||||
Дистиллированая вода |
|
2 >8 |
нии |
раствора. |
Поэтому |
|||||||
условиях |
легкого |
|
|
|
опыты |
проводились и в |
||||||
перемешивания (через |
5 |
ч |
после |
погружения |
||||||||
пластинок раствор |
слегка перемешивали |
стеклянной |
палочкой |
так, чтобы вокруг пластинок создавалось движение). Результаты опытов приведены в табл. 42.
Как видно из табл. 42, добавка неионогенного ПАВ ОП-Ю в воду значительно ускоряет отмыв нефти с поверхности кварца, стекла и мрамора и увеличивает количество отмытой нефти по сравнению с дистиллированной водой.
Добавка катионного ПАВ катапииа А в воду замедляет про цесс отмыва, увеличивает количество нефти, отмытой со стекла и кварца, по сравнению с дистиллированной водой, но ухудшает отмыв нефти с поверхности мрамора.
Были, проведены также опыты с нефтью Кюровдагского место рождения, которая, как указывалось выше, содержит нафтеновые кислоты. Пленку нефти получали на пластинках стекла, мрамора
и |
полевого шпата и отмывали щелочной и жесткой |
пластовыми, |
а |
также морской и речной водами и растворами |
в них ПАВ |
ОП-Ю.
Опыты по отмыву нефти щелочной водой в течение 48 ч показа ли, что с пластинки стекла отмывалось 36% общего количества пленочной нефти. С пластинок же мрамора и полевого шпата нефть не отмывалась, что объясняется меньшей степенью гидро фильное™ их поверхности. Процесс отмыва при различных добав ках ПАВ ОП-Ю завершается в основном в течение 24 ч. С увели чением концентрации ПАВ ОП-Ю отмыв нефти возрастает.
При концентрации 0,01% ОП-Ю в щелочной воде количество отмытой нефти по сравнению с опытами без добавки ПАВ увели-
168
чивалось с 36 до 98% для стекла, с 0 до 80% — для мрамора и с 0 до 75% — для полевого шпата.
Жесткой водой со стеклянной пластинки в течение 48 ч было отмыто 9% нефти, а с пластинок мрамора и полевого шпата отмыва не было. Как и в предыдущем случае, с увеличением кон центрации ОП-10 скорость отмыва и количество отмытой нефти возрастают. При прочих равных условиях со стеклянной пластин ки отмывалось большее количество нефти, чем с мрамора и поле вого шпата. Так, при концентрации ОП-Ю 0,025% отмыв нефти с пластинки стекла увеличился от 9 до 90,8%, мрамора — от 0 до 68,5% и полевого шпата — от 0 до 61,5%. При дальнейшем повы шении концентрации ОП-Ю отмыв увеличивался незначительно.
Морской водой с пластинки стекла в течение 48 ч было отмыто 3% нефти, с пластинок мрамора и полевого шпата отмыва не бы ло. При 0,05%-ном растворе ОП-Ю в воде количество отмытой нефти увеличилось с поверхности стекла от 3 до 69,6%, мрамора — от 0 до 65,6%, полевого шпата — от 0 до 51,6%- При дальнейшем повышении концентрации ОП-Ю до 0,07% количество отмытой нефти практически не увеличивалось.
Речной водой за 48 ч с пластинки стекла было отмыто 6% неф ти, а с пластинки мрамора и полевого шпата отмыва не было.
При концентрации ОП-Ю в воде 0,05% количество отмытой нефти увеличилось по сравнению с отмывом без ПАВ с поверх ности стекла от 6 до 64,8%, мрамора — от 0 до 58,7% и полевого шпата — от 0 до 40%. Увеличение концентрации ОП-Ю до 0,07% заметного увеличения отмыва не дает.
Таким образом, опыты показали, что под воздействием различ ных вод и растворов в них ПАВ ОП-Ю происходит неравномерное утончение нефтяной пленки на различных твердых поверхностях и ее разрыв на микронеоднородностях этих поверхностей. Неф тяная пленка под действием молекулярных сил стягивается в от дельные капли и'линзы. Этот процесс происходит самопроизвольно за счет уменьшения свободной поверхностной энергии.
При разрыве пленки нефти жесткой, морской и речной водами на всех поверхностях образуются большие капли и линзы, а при
разрыве щелочной |
водой — более |
мелкие |
капли. |
Разрыв |
пленки |
в первых случаях происходит быстрее, чем для |
щелочной воды, |
||||
хотя отмыв нефти |
в последнем |
случае |
больше. При |
добавке |
ОП-Ю в указанные воды скорость разрыва пленки уменьшается, но отмыв возрастает; остающиеся капли имеют малые размеры и краевые углы смачивания.
Ускорение процессов разрыва и отмыва происходит благодаря адсорбции ПАВ, облегчающей диспергирование нефти на поверх ности и улучшающей смачивание ее водой. При добавке ОП-Ю количество отмытой со всех пластинок нефти увеличивается. Наилучшне результаты при этом получаются при щелочной пластовой воде, наихудшие — при речной.
Количество нефти, отмытой жесткой пластовой водой, больше,
169