НЕФТЕХИМИЯ, 2022, том 62, № 3, с. 365-374

УДК 665.61.035.6

РАЗРУШЕНИЕ ВОДОНЕФТЯНОЙ ЭМУЛЬСИИ

ПРИ СОВМЕСТНОМ ВОЗДЕЙСТВИИ НИЗКОЧАСТОТНОГО

АКУСТИЧЕСКОГО ПОЛЯ И ДЕЭМУЛЬГАТОРА

¹Институт химии нефти СО РАН, г. Томск, 634055 Россия

^*Е-mail: reoloil@ipc.tsc.ru

Поступила в редакцию 11 декабря 2020 г.

После доработки 29 июня 2021 г.

Принята к публикации 23 марта 2022 г.

Изучено влияние совместного воздействия низкочастотной акустической обработки, деэмульгатора

(ДЭ) и температурного фактора на устойчивость водонефтяных эмульсий нефтей с различным содер-

жанием смол, асфальтенов и парафиновых углеводородов. Показано, что эффективность действия ДЭ

на эмульсии возрастает после акустической обработки, ускоряющей процесс коалесценции и выделения

свободной водной фазы. Предварительная обработка эмульсии физическим полем облегчает миграцию

ДЭ к поверхности межфазных слоев и разрыхляет бронирующие оболочки вокруг капель воды, формируя

новые дисперсные структуры за счет перераспределение нефтяных компонентов. По результатам

ИК-спектроскопии определено, что молекулы смол в эмульсии в большей степени подвержены акусти-

ческому воздействию, чем молекулы асфальтенов, что вызывает изменение их структурно-группового

состава.

Ключевые слова: эмульсии, низкочастотная акустическая обработка, деэмульгатор, устойчивость,

смолы, асфальтены

DOI: 10.31857/S0028242122030054, EDN: IEAMKJ

Одной из серьезных проблем, с которой часто

ющих веществ в нефти. К веществам с ярко вы-

сталкиваются при добыче, транспорте и переработ-

раженными поверхностно-активными свойствами

ке нефти, является присутствие в ней эмульгиро-

относятся нафтеновые и жирные кислоты, а так-

ванной воды, вызывающей ряд таких затруднений,

же смолы, находящиеся вместе с асфальтенами в

как снижение давления и ограничение производи-

ассоциативном состоянии. Асфальтены сами по

тельности трубопровода, неисправность насосов,

себе обладают слабыми поверхностно-активными

отравление катализаторов на нефтеперерабатыва-

свойствами, но, адсорбируясь на границе раздела

ющих заводах и т.д. Внедрение технологий кислот-

фаз, образуют на каплях воды оболочки с высокой

ного гидроразрыва пласта и физико-химических

структурной вязкостью, понижают межфазное на-

методов повышения нефтеотдачи привело к воз-

тяжение, а, следовательно, уменьшают свободную

никновению проблем, связанных с повышенной

энергию системы, повышают ее устойчивость и

стабильностью и более высокой электропроводно-

препятствуют коалесценции.

стью сформировавшихся водонефтяных эмульсий

Процесс формирования эмульсий определяется

[1-3].

составом и содержанием основных эмульгирую-

Формирование, стабилизация эмульсий, их

щих компонентов в нефтях. Многие авторы счи-

устойчивость и структурно-механические свойства

тают, что стабилизация водонефтяных эмульсий

определяются закономерностями конкурирующей

зависит от процентного содержания асфальтенов,

адсорбции на каплях воды различных эмульгиру-

поэтому при деасфальтизации нефти не происходит

365

366

ЛОСКУТОВА, ЮДИНА

образования стойких эмульсий [4-9]. Известно, что

частот зависят от физико-химических свойств не-

асфальтены обладают наибольшей эмульгирующей

фтей и эмульсий [24-26]. Развиваемая турбулент-

способностью в коллоидно-дисперсном состоянии

ность в акустических полях может привести как к

[10, 11]. Асфальтеновые агрегаты стерически ста-

дестабилизации эмульсии, так и к эмульгированию,

билизируются сольватирующими оболочками из

что требует более глубокого изучения влияния воз-

молекул смол, а соотношение асфальтенов и смол в

действия низкочастотной акустической обработки

нефтяной фазе определяет тип сформировавшейся

(НАО) на поведение эмульсий разного состава.

межфазной поверхности в эмульсии.

Цель работы

- исследование агрегативной

Увеличение обводненности добываемой нефти

устойчивости эмульсии «вода в нефти» при ком-

также существенным образом сказывается на себе-

плексной обработке, сочетающей низкочастотное

стоимости подготовки традиционными способами,

воздействие с последующим вводом в нее высоко-

что заставляет внедрять новые энергосберегаю-

эффективного деэмульгатора (ДЭ).

щие технологии, т.к. трудно полностью разделить

стабильные эмульсии на промысле, используя

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

только технологию гравитационного осаждения,

Объектами исследования в работе были выбра-

тепловые методы или обработку деэмульгаторами

ны две нефти месторождений Иркутской области:

[12-14]. К новым энергосберегающим технологи-

Игнялинского (ИН) и Верхнечонского (ВЧН) ме-

ям относится воздействие на нефть полями различ-

сторождений. Физико-химическая характеристики

ной физической природы: обработка постоянным

и элементный состав нефтей приведены в табл. 1.

или переменным электромагнитным и магнитным

Нефти являются легкими, малосмолистыми и пара-

полем, микроволновое излучение, радиационное

финистыми с содержанием парафиновых углеводо-

воздействие, акустическими низкочастотным и вы-

родов (ПУ) 2 и 3.6 мас. %. Нефть ВЧН характери-

сокочастотным полем [15-19].

зуется большим количеством смол и асфальтенов

Применение в нефтяной промышленности раз-

(Асф), а в составе нефти ИН выше содержание ге-

личных типов физических полей облегчает проте-

тероатомов.

кание процессов, приводящих как к увеличению,

так и снижению степени упорядоченности нефтя-

Устойчивые 50 мас. %-ные эмульсии готови-

ли при перемешивании в течение 10 мин с дис-

ной дисперсной структуры. Так, при воздействии

тиллированной водой на механической мешалке

электрическим полем на эмульсию типа «вода в

нефти» коалесценция между водными глобулами

марки ПЭ-0118 мощностью 150 Вт и скоростью

будет значительно ускоряться за счет роста числа

1500 об/мин.

столкновений между ними, тем самым способствуя

Акустическую обработку нефтей и эмульсий

отделению дисперсной водной фазы от непрерыв-

проводили на аналоге промышленно выпускаемо-

ной нефтяной фазы [20-22].

го устройства ВЭМА-0.4 лабораторной установке

Акустические поля с меньшим потреблением

ВЛ-1 в течение 5 и 10 мин при комнатной темпе-

электроэнергии и стабильностью рабочих харак-

ратуре на частоте основного воздействия 50 Гц

теристик могут применяться при обработке обрат-

и при ускорении рабочего органа-активатора до

ных эмульсий типа «вода в нефти», т.к. позволяют

100 g [27]. После НАО в эмульсии вводили в кон-

разрушать межмолекулярные связи в агрегатах,

центрации 120 г/т нефти промышленный ДЭ марки

образованных смолисто-асфальтеновыми компо-

ТНД-А, представляющий собой смесь модифици-

нентами [23]. При низкочастотном акустическом

рованного алкоксилата и блок-сополимеров окси-

воздействии на эмульсию «вода в нефти», в первую

дов этилена и пропилена в органическом раство-

очередь, происходит разрушение бронирующей

рителе и метаноле. Подбор высокоэффективного

оболочки капли из-за ее циклического растяжения

ДЭ, условий его ввода в водонефтяную эмульсию

и ориентационной поляризации полярных компо-

(концентрация и температура), при которой наблю-

нентов нефти (асфальтенов, смол и др.) [17-18].

далось максимально быстрое расслоение, проводи-

Однако механизм действия акустических полей из-

ли на основании предварительных лабораторных

учен недостаточно. Время воздействия и диапазон

исследований.

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 3 2022

АЗРУШЕНИЕ ВОДОНЕФТЯНОЙ ЭМУЛЬСИИ

367

Таблица 1. Физико-химические характеристики и элементный состав исследуемых нефтей

Содержание, мас. %.

Содержание, мас. %

Объекты

ρ²⁰, кг/м³

Т_з, ºС

ПУ

смолы

асфальтены

ИН

844

-56.0

2.0

7.9

0.1

85.1

12.2

0.2

1.2

1.4

ВЧН

874

-49.3

3.6

19.8

1.3

86.8

12.4

0.2

0.4

0.2

Динамику выделения водной фазы фиксирова-

костной адсорбционной хроматографии по ГОСТ

ли методом «bottle test» через 15 мин в течение 1 ч

11851-2018.

при температуре 20 и 50°C. Объемную долю (ϕ, %)

Относительное содержание структурных фраг-

отделившейся воды рассчитывали, исходя из объ-

ментов в выделенных смолисто-асфальтеновых

ема выделившейся водной фазы (V_s), по формуле:

компонентах определяли по данным ИК-спектро-

ϕ = V_s/V_t, где V_t - общий объем воды в эмульсии.

скопии. Спектры регистрировали на FTIR-спек-

Удельную поверхность (S_уд) водных глобул опреде-

трометре NICOLET

5700 с использованием

ляли по формуле: S_уд = S_мф/V, где S_мф - межфазная

пластин из KBr в соотношении 1:300 в области 400-

поверхность, приходящаяся на единицу объема V

4000 см^-1. Обработку спектров и определение оп-

дисперсной фазы (м²/м³). Ошибка эксперимента в

тической плотности проводили с помощью про-

данной методике не превышает 10%.

граммного обеспечения OMNIC 7.2 Thermo Nicolet

Дисперсность водонефтяных эмульсий оцени-

Corporation.

вали методом оптической микроскопии с помощью

микроскопа AxioLab A1 (Carl Zeiss), оснащенного

РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ

цифровой камерой Axiocam ERc 5s. Для анализа

Исследуемые нефти ИН и ВЧН формируют с

дисперности применяли 400-кратное увеличение

водой устойчивые к расслоению эмульсии. Дина-

при среднем значении выборки из 30-50 капель

мика выделения водной фазы (изменение доли вы-

каждого размера.

делившейся воды φ во времени) из эмульсий при

Выделение асфальтенов осуществляли «холод-

введении ДЭ и после совместного воздействия

ным» способом Гольде по ГОСТ 11858; смолы и

НАО и ДЭ в течение 60 мин отстаивания приведена

парафины определяли методом колоночной жид-

на рис. 1 и 2. После 15 мин отстаивания эмульсии

Рис. 1. Изменение доли выделившейся воды φ после отстаивания эмульсии нефти ИН при 20°С (а) и 50°С (б) после:

1 - ввода ДЭ; 2 - 5 мин действия НАО с ДЭ; 3 - 10 мин действия НАО с ДЭ.

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 3 2022

368

ЛОСКУТОВА, ЮДИНА

Рис. 2. Изменение доли выделившейся воды φ после отстаивания эмульсии нефти ВЧН при 20°С (а) и 50°С (б) после:

1 - ввода ДЭ, 2 - 5 мин действия НАО с ДЭ, 3 - 10 мин действия НАО с ДЭ.

нефти ИН внешние воздействия не оказывают су-

лее сложных неоднородных эмульсий, в составе

щественного влияния на долю выделившейся воды

дисперсной фазы которых присутствует значитель-

(φ ~ 0.05-0.2). Далее более интенсивно процесс

ное количество капель минимального размера: до

расслоения нефтяной и водной фазы протекает по-

1.0 мкм для эмульсии ИН и 2.2 мкм для ВЧН

сле совместного применения 5-минутной НАО и

(рис. 3б, в и 4б, в). При введении ДЭ в необрабо-

добавки ДЭ. Через 60 мин отстаивания при 20°С

танные полем эмульсии в нефтяной фазе проис-

выделяется порядка 80 мас. % воды (рис. 1а). По-

ходит формирование отдельных крупных капель

воды, максимальный диаметр d_max которых не пре-

вышение температуры до 50°С снижает эффектив-

вышает 20 мкм для эмульсии ИН и 60 мкм для ВЧН

ность процесса расслоения до 60 мас. % (рис. 1б).

(рис. 3г, 4г).

Нефть ВЧН формирует стойкую водонефтяную

Известно, что ДЭ обладают высокой поверх-

эмульсию, начальный этап расслоения которой

ностной активностью, это позволяет им вытеснять

сдвигается в более поздний временной интервал

нефтяные ПАВ из межфазных слоев [28, 29]. После

(рис. 2). Поэтому в не зависимости от воздействия

акустической обработки эмульсий с последующим

и температуры через 30 мин отстаивания из эмуль-

вводом ДЭ количество капель большого диаметра в

сии выделяется порядка 10 мас. % водной фазы, а

нефтяной фазе возрастает. Для эмульсии нефти ИП

в последующие 30 мин наблюдается значительный

оптимальным временем обработки является 5 ми-

прирост объема свободной воды (φ ~ 0.8). Нагрева-

нут, что соответствует максимальному количеству

ние обработанной эмульсии практически не влияет

выделившейся воды и появлению большого коли-

на эффективность процесса деэмульсации.

чества крупных капель в нефтяной фазе (рис. 1а,

Устойчивость водонефтяной эмульсии зависит

3д). Число капель большого диаметра в эмульсии

как диаметра капель водной фазы, так и прочно-

ВЧН увеличивается после 10-минутной обработки

сти адсорбционного слоя, формирующегося на

и добавки ДЭ. Обработка способствует интенсив-

поверхности капель из нефтяных ПАВ. Микро-

ной коалесценции капель и выделению наибольше-

скопическим методом был проведен анализ разме-

го количества свободной воды (рис. 2а, б и 4е).

ров капель водной фазы исходных 50 мас. %-ных

Для эмульсии ВЧН характерны бóльшие разме-

эмульсий ИН (рис. 3) и ВЧН (рис. 4), а также не-

ры капель, чем эмульсии ИН. Однако эта эмульсия

фтяной фазы эмульсий после различных видов об-

является более устойчивой за счет высокого со-

работки и отстаивания при 20°С.

держания смол и асфальтенов в прочных брони-

С увеличением времени акустической обработ-

рующих оболочках, затрудняющих коалесценцию

ки от 5 до 10 мин наблюдается формирование бо-

капель.

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 3 2022

АЗРУШЕНИЕ ВОДОНЕФТЯНОЙ ЭМУЛЬСИИ

369

Рис. 3. Микрофотографии 50 мас. %-ной эмульсии нефти ИН после отстаивания в течение 1 ч при 20°С: а - без обработки;

б - 5 мин НАО; в - 10 мин НАО; г - без НАО с ДЭ; д - 5 мин НАО с ДЭ; е - 10 мин НАО с ДЭ.

Рис. 4. Микрофотографии 50 мас.%-ной эмульси нефти ВЧН после отстаивания в течение 1 ч при 20°С: а - без обработки;

б - 5 мин НАО; в - 10 мин НАО; г - без НАО с ДЭ; д - 5 мин НАО с ДЭ; е - 10 мин НАО с ДЭ.

Увеличение до 50°С температуры отстаивания

Расчет удельной поверхности S_уд капель воды в

эмульсии существенным образом не влияет на диа-

нефтяной фазе исследуемых эмульсий нефти ИН и

метр капель водной фазы, что связано с небольшим

ВЧН после отстаивания позволяет более четко оце-

содержанием парафиновых углеводородов в исход-

нить влияние обработки на процесс разрушения

ных нефтях. Только в эмульсии ИН после 5-минут-

эмульсий (табл. 2). Чем больше S_уд, тем более стой-

ной НАО и добавки ДЭ максимальный диаметр

кой является эмульсия. Капли с большой удельной

капель возрастает в 4 раза, а для эмульсии ВЧН

поверхностью способны адсорбировать большее

увеличивается всего в 2 раза после 10-минутной

количество деэмульгатора. Минимальной величи-

акустической

обработки с последующим

ной S_уд обладают капли воды в нефтяной фазе по-

введением ДЭ.

сле пятиминутной НАО для эмульсии ИН и после

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 3 2022

370

ЛОСКУТОВА, ЮДИНА

Таблица 2. Удельная поверхность S_уд капель воды в нефтяной фазе 50 мас. %-ных. эмульсий после отстаивания

Удельная поверхность S_уд капель при различной температуре отстаивания, 10^-6, м²/м³

Образец

ДЭ

ИН

ВЧН

эмульсии

20°С

50°С

20°С

50°С

без ДЭ

0.87

0.40

0.18

0.38

Исходная

с ДЭ

0.38

0.31

0.14

0.11

без ДЭ

0.34

0.43

0.26

0.66

5 мин НАО

ДЭ

0.09

0.02

0.14

0.11

без ДЭ

0.47

0.36

0.33

10 мин НАО

с ДЭ

0.25

0.19

0.08

0.07

Таблица 3. Содержание асфальтенов и смол в нефти ВЧН и 10 мас. %-ной эмульсии после НАО

Содержание, мас. %

Образец

асфальтены

смолы

Нефть

1.3

10.2

НАО

0.6

12.5

10%-ная эмульсия

1.3

10.8

НАО 10%-ной эмульсии

0.9

11.7

пятиминутной НАО для эмульсии ВЧН с добавкой

ходит перераспределение нефтяных компонентов с

ДЭ.

образованием новой коллоидно-дисперсной струк-

туры.

Воздействие физическими полями на нефти и

водонефтяные эмульсии на их основе приводит к

Для подтверждения экспериментальных дан-

изменению структурных характеристик основных

ных влияния НАО на химическую структуру не-

нефтяных эмульгаторов, смолисто-асфальтеновых

фтяных компонентов проведен анализ методом

компонентов [30]. В нефти ВЧН и 10 мас. %-ной

ИК-спектроскопии выделенных смол и асфаль-

эмульсии (из-за низкого содержания асфальтенов

тенов. В спектрах смол и асфальтенов нефти и

в нефти ИН результаты не приводятся) при воз-

10 мас. %-ной эмульсии ИН присутствует одинако-

действии НАО происходит снижение количества

вый набор характеристических полос поглощения

асфальтеновых компонентов и рост смолистых

(п.п.) в области 3000-700 см^-1. Наличие п.п. арома-

(табл. 3). Это может быть связано с перераспре-

тических С-Н-связей в виде триплета с максиму-

делением между молекулами смол и асфальтенов

мами на 870, 820 и 750 см^-1 свидетельствует о при-

за счет высвобождения окклюдированных смоли-

сутствии ароматических колец с разным числом

стых компонентов, полициклических и парафино-

заместителей и различным их положением. Карбо-

вых углеводородов из окружающих асфальтеновое

нильные группы представлены в виде карбоксиль-

ядро или глобулу воды сольватных оболочек.

ных групп COOH- при п.п. 1700 см^-1, С=О-группы в

амидах (п.п. 1650 см^-1). NH-группе аминов соответ-

В переменном электромагнитном поле низкой

ствует п.п. 2650 см^-1. Интенсивные п.п. при 2850 и

частоты, вследствие неоднородности электриче-

2920 см^-1 отвечают алифатическим СН₂- и СН₃-, а

ских и магнитных свойств высокомолекулярных

характеристическая п.п. при 3400 см^-1 соответству-

составляющих нефти, происходит сложный про-

ет ОН-группам [28].

цесс взаимоперемещений молекул, что приводит

к разрыву сольватных оболочек и образованию но-

В табл. 4 приведены данные структурно-груп-

вых зародышей дисперсной фазы. При этом проис- пового состава смол и асфальтенов нефти и

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 3 2022

АЗРУШЕНИЕ ВОДОНЕФТЯНОЙ ЭМУЛЬСИИ

371

Таблица 4. Влияние НАО на структурно-групповой состав смол и асфальтенов, выделенных из 10 мас. %-ной

эмульсии и нефти ИН

Смолы

Асфальтены

Содержание

нефть

10 мас. %-ная эмульсия

нефть

10 мас. %-ная эмульсия

структурных

групп, о.е.

до

5 мин

10 мин

до

5 мин

10 мин

до

5 мин

10 мин

до

5 мин

10 мин

НАО

0.09

0.10

0.08

0.11

0.07

0.08

0.10

0.08

0.10

C=O

0.22

0.23

0.29

0.10

0.08

0.19

0.15

0.17

0.27

0.10

0.15

C=C/C-H_alk

0.26

0.27

0.25

0.39

0.19

0.13

0.36

0.16

0.17

0.38

0.42

0.48

0.30

0.29

0.27

0.35

0.17

0.14

0.22

0.18

0.17

0.34

0.28

0.32

CH₂+CH₃

2.94

3.03

3.07

2.65

3.02

5.61

4.16

3.74

1.94

1.77

1.63

10 мас. %-ной эмульсии ИН при различном времени

роатомных заместителей и меньшим количеством

НАО. Акустическая обработка нефти ИН не приво-

алкильных фрагментов, а содержание ароматиче-

дит к изменению структурно-группового состава

ских групп с С=С-связями остается без изменения.

смол, что связано с их высокой стабильностью из-

После НАО эмульсий в ИК-спектрах асфальтенов

за значительной поляризации и склонности к ассо-

снижается интенсивность п.п. карбоксильных,

циированию в физических полях [26]. В смолистых

сульфоксидных групп и алкильных заместителей.

компонентах нефтяной фазы 10 мас. %-ной эмуль-

Известно, что асфальтены, выделяемые из не-

сии наблюдается рост степени ароматичности и ко-

фтяных объектов по принципу растворимости,

личества гетероатомных заместителей в сравнении

представляют собой молекулы с различной мас-

со смолами исходной нефти. Перераспределение в

сой, степенью агрегирования и структурой. Для

эмульсии после 5 мин НАО нефтяных компонен-

образования крупных агрегатов им требуется боль-

тов с образованием новой коллоидно-дисперсной

шее количество алкильных заместителей, чтобы

структуры приводит к снижению количества гете-

поддерживать баланс между склонностью колец

роатомных заместителей и степени ароматичности

к упаковке и стерическим отталкиванием молекул

смол. С увеличением времени НАО до 10 мин эта

[32-34]. Ранее было показано [35], что НАО позво-

тенденция не только сохраняется, но и усиливается,

ляет разрушить межмолекулярные связи в агрега-

а содержание алифатических фрагментов возраста-

тах асфальтенов, что приводит к уменьшению их

молекулярной массы и изменению структурных

ет в 2 раза. Это объясняется тем, что акустическо-

му воздействию в большей степени подвергаются

характеристик.

смолистые компоненты, входящие во вновь сфор-

Низкочастотное акустическое воздействие

мированные межфазные слои глобул водной фазы,

приводит к разрыву межмолекулярных связей в

чем высокоассоциированные агрегаты смолисто-

сольватном слое смолистых компонентов нефти,

асфальтеновых компонентов исходной нефти.

что способствует разрыхлению бронирующих обо-

лочек водной фазы в эмульсиях. При этом НАО

Молекулы асфальтенов нефти ИН в отличие от

облегчает миграцию деэмульгатора к поверхности

смол характеризуются более высокой степенью

межфазных слоев и разрушает бронирующие обо-

ароматичности и меньшим количеством гетероа-

лочки вокруг капель воды, что ускоряет процесс ко-

томных заместителей. Акустическое воздействие

алесценции и выделения свободной водной фазы.

на нефть вызывает изменение структурных харак-

теристик асфальтенов: снижается степень арома-

тичности, количество гетероатомных и алкильных

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

заместителей. Асфальтены из эмульсий в отличие

Устойчивость водонефтяной эмульсии с незна-

от асфальтенов безводных нефтяных образцов ха-

чительной долей асфальтеновых компонентов в

рактеризуются более высоким содержанием гете-

составе нефтяной фазы определяется формирова-

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 3 2022

372

ЛОСКУТОВА, ЮДИНА

нием вокруг капель воды бронирующих оболочек

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

из смолистых компонентов, обладающих высокой

Kilpatrick P.K. Water-in-crude oil emulsion stabilization:

review and unanswered questions // Energy & Fuels.

поверхностной активностью.

2012. V. 26. № 7. P. 4017-4026. https://doi.org/10.1021/

После низкочастотной акустической обработ-

ef3003262

ки исследованных эмульсий основные изменения

Wong S.F., Lim J.S., Do S.S. Crude oil emulsion: A

происходят в структурном составе смолистых ком-

review on formation, classification and stability of

water-in-oil emulsions // Petrol. Sci. Eng. 2015. V. 135.

понентов, что приводит к снижению количества

P. 498-504. http://doi.org/10.1016/j.petrol.2015.10.006

гетероатомных заместителей и степени ароматич-

Малкин А.Я., Хаджиев С.Н. О реологии нефти

ности смол. Увеличение времени НАО эмульсий

(обзор) // Нефтехимия. 2016. Т. 56. № 4. С. 303-

усиливает эту тенденцию.

314. https://doi.org/10.7868/S0028242116040109

Акустическое воздействие и ввод деэмульгатора

[Malkin A.Ya., Khadjev S.N. Oil as an object of

rheology (Review) // Petrol. Chemistry.

2019.

в обработанную полем нефтяную среду приводит

V. 59. № 10. Р. 1092-1107. https://doi.org/10.1134/

к полному или частичному разрушению эмульсии

S0965544119100062].

за счет разрыхления бронирующей оболочки дис-

Moradi M., Alvarado V., Huzurbazar S. Effect of salinity

персной фазы до полного разрыва межмолекуляр-

on water-in-crude oil emulsion: evaluation through

drop-size distribution proxy // Energy & Fuels. 2011.

ных связей между молекулами смол и асфальтенов

V. 25. № 1. P. 260-268. https://doi.org/10.1021/

и перераспределению нефтяных компонентов. Этот

ef101236h

процесс приводит к ускорению миграции вводимо-

Mousavi М., Abdollahi Т., Pahlavan F., Fini E.H. The

го деэмульгатора к поверхности на границе раздела

influence of asphaltene-resin molecular interactions on

фаз вода-нефть и дальнейшей коалесценции капель

the colloidal stability of crude oil // Fuel. 2016. V. 183.

воды вплоть до выделения свободной водной фазы.

P. 262-271. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2016.06.100

Shi Ch., Zhang L., Xie L., Xie L., Lu X., Liu Q., He J.,

Mantilla C.A., Van den berg F.G.A., Zeng H. Surface

ФИНАНСИРОВАНИЕ РАБОТЫ

interaction of water-in-oil emulsion droplets with

interfacially active asphaltenes // Langmuir. 2017.

Работа выполнена в рамках государственного

V. 33. № 5. Р. 1265-1274. https://doi.org/10.1021/acs.

задания Федеральное государственное бюджетное

langmuir.6b04265

учреждение науки Институт химии нефти Сибир-

Speight J.G. The chemical and physical structure of

ского отделения Российской академии наук, финан-

petroleum: effects on recovery operations // Petrol.

сируемого министерством науки и высшего обра-

Sci. Eng. 1999. V. 22. № 1-3. P. 3-15. https://doi.

org/10.1016/S0920-4105(98)00051-5

зования Российской Федерации.

Spiecker M., Gawrys K.L., Trail C.B., Kilpatrick P.K.

Effects of petroleum resins on asphaltene aggregation

КОНФЛИКТ ИНТЕРЕСОВ

and water-in-oil emulsion formation // Colloid Surf. A:

Physicochem. Eng. Aspects. 2003. V. 220. № 1. P. 9-27.

Авторы заявляют об отсутствии конфликта

https://doi.org/10.1016/S0927-7757(03)00079-7

интересов, требующего раскрытия в данной статье.

Небогина Н.А., Прозорова И.В., Савиных Ю.В.,

Юдина Н.В. Влияние природных поверхностно-ак-

тивных веществ на стабилизацию водонефтяных

ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ

эмульсий // Нефтехимия. 2010. Т. 50. № 2. С. 168-

Лоскутова Юлия Владимировна, с.н.с., к.х.н.,

173 [Nebogina N.A., Prozorova I.V., Savinykh Yu.V.,

ORCID: https://orcid.org/0000-0001-7853-3024

Yudina N.V. The influence of natural surfactants on the

stabilization of oil-water emulsions // Petrol. Chemistry.

Юдина Наталья Васильевна, зав. лабораторией

2010. V. 50. P. 158-163. https://doi.org/10.1134/

реологии нефти ИХН СО РАН, вед. науч. сотр.,

S0965544110020131].

к.т.н., ORCID: https://orcid.org/0000-0002-7380-

10.

Sullivan A.P., Zaki N.N., Sjöblom J., Kilpatrick P.K. The

6668

Stability of Water-in-Crude and Model Oil Emulsions //

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 3 2022

АЗРУШЕНИЕ ВОДОНЕФТЯНОЙ ЭМУЛЬСИИ

373

Can. J. Chem. Eng. 2007. V. 85. № 6. P. 793-807. https://

21.

Aske N., Kallevik H., Sjöblom J. Water-in-crude oil

doi.org/10.1002/cjce.5450850601

emulsion stability studied by critical electric field

11.

Czarnecki J. Stabilization of Water in Crude Oil

measurements. Correlation to physico-chemical

Emulsions. Part 2 // Energy & Fuels. 2009. V. 23. № 3.

parameters and near-infrared spectroscopy // Petrol. Sci.

P. 1253-1257. https://doi.org/10.1021/ef800607u

Eng. 2002. V. 36. P. 1-17. https://doi.org/10.1016/S0920-

4105(02)00247-4

12.

Forgiarini A.M., Marquez R., Salager J.-L. Formulation

Improvements in the applications of surfactant-oil-

22.

Saad M.A., Kamil M., Abdurahman N.H., Yunus R.M.,

water systems using the HLD_N approach with extended

Awad O.I. An Overview of recent advances in state-of-

surfactant structure // Molecules. 2021. V. 26. № 12. P

the-art techniques in the demulsification of crude oil

3771-3780. https://doi.org/10.3390/molecules26123771

emulsions // Processes. 2019. V. 7. № 7. P. 470. https://

doi.org/10.3390/pr7070470

13.

Angle C.W. Chemical demulsification of stable crude

oil and bitumen emulsions in petroleum recovery //

23.

Kakhki A.N., Farsi M., Rahimpour M.R. Effect of current

A Review. In Encyclopedic Handbook of Emulsion

frequency on crude oil dehydration in an industrial

Technology; Sjoblom, J., Ed.; Marcel Dekker: New York,

electrostatic coalescer // J. Taiwan Institute of Chem.

2001. P. 541-594.

Eng. 2016. V. 67. P. 1-10. https://doi.org/10.1016%2Fj.

jtice.2016.06.021

14.

Myers D. Surfactant science and technology. 4th ed.,

A John Wiley & Sons, Inc. Publication, 2006. 380 p.

24.

Antes F.G., Diehl L.O., Pereira J.S.F., Guimarães R.C.L.,

Guarnieri R.A., Ferreira B.M.S., Flores E.M.M. Effect of

15.

Holtze Ch., Sivaramakrishnan R., Antonietti M., Tsuwi J.,

ultrasonic frequency on separation of water from heavy

Kremer F., Krame K.D. The microwave absorption of

crude oil emulsion using ultrasonic baths // Ultrasonics

emulsions containing aqueous micro- and nanodroplets:

Sonochemistry. 2017. V. 35. P. 541-546. https://doi.

A means to optimize microwave heating // Journal of

org/10.1016/j.ultsonch.2016.03.031

Colloid and Interface Science. 2006. V. 302. P. 651-657.

https://doi.org/10.1016/j.jcis.2006.07.020.

25.

Guoxiang Y., Xiaoping L., Fei P., Ye G., Lü X., Peng F.,

Han P., Shen X. Pretreatment of crude oil by ultrasonic-

16.

Mhatre S., Simon S., Sjoblom J., Xu Z. Demulsifier

electric united desalting and dewatering // Chin. J. Chem.

assisted film thinning and coalescence in crude oil

Eng. 2008. V. 16. Р. 564-569. https://doi.org/10.1016/

emulsions under DC electric fields. // Chem. Eng. Res.

S1004-9541(08)60122-6

Des. 2018. V. 134. P. 117-129. htts://doi.org/10.1016/j.

cherd.2018.04.001

26.

Loskutova Yu.V., Yudina N.V. Effect of the conditions of

low-frequency acoustic treatment on the stability of oil-

17.

Hazrati N., Beigi A.A.M., Abdouss M. Demulsification of

water emulsions of oil from the ignyalinskoye deposit //

water in crude oil emulsion using long chain imidazolium

Chemistry for Sustainable Development. 2020. V. 28.

ionic liquids and optimization of parameters// Fuel.

P. 256-262. https://doi.org/10.15372/CSD2020228

2018. V. 229. P. 126-134. https://doi.org/10.1016/j.

fuel.2018.05.010

27.

Данекер В.А. Расчет и конструирование электромаг-

нитных преобразователей для активации жидких

18.

Sjoblom J., Mhatre S., Simon S., Skartlien R., Sørland G.

систем: Учебно-методическое пособие. Томский по-

Emulsions in external electric fields // Advances in

литехнический университет. Томск: ТПУ, 2018. 102 с.

Colloid and Interface Science. 2021. V. 294. I. 102455.

https://doi.org/10.1016/j.cis.2021.102455

28.

Петрова Л.М., Аббакумова Н.А., Фосс Т.Р., Рома-

нов Г.В. Cтруктурные особенности фракций асфаль-

19.

Martínez-Palou R., Cerón-Camacho R., Chávez B.,

тенов и нефтяных смол // Нефтехимия. 2011. Т. 51.

Vallejo A.A., Villanueva-Negrete D., Castellanos J.,

№ 4. С. 262-266. [Petrova L.M., Abbakumova N.A.,

Karamath J., Reyes J., Aburto J. Demulsification of

Foss T.R., Romanov G.V. Structural features of

heavy crude oil-in-water emulsions: A comparative

asphaltene and petroleum resin fractions // Petrol.

study between microwave and thermal heating // Fuel.

Chemistry. 2011. V. 51. № 4. P. 252-266. https://doi.

2013. V. 113. P. 407-414. https://doi.org/10.1016/j.

org/10.1134/S0965544111040062].

fuel.2013.05.094

29.

Al-Sabagh A.M., Noor El-Din M.R., Morsi R.E.,

20.

Taolti S., Yiyang Z., Lu W., Sun T., Zhang L., Wang Y.,

Elsabee M.Z. Demulsification efficiency of some novel

Zhao S., Peng B., Li M., Jiayong Y. Influence of

styrene/maleic anhydride ester copolymersym // J.

Demulsifiers of different structures on interfacial

Applied Polymer Science. 2008. V. 108. № 4. P. 2301-

dilational properties of an oil-water interface containing

2311. https://doi.org/10.1002/app.27124

surface-active fractions from crude oil // J. Colloid

Interfact Science. 2002. V. 255. P. 241-247. https://doi.

30.

Djuve J., Yang X., Fjellanger I.J., Sjöblom J., Pelizzetti E.

org/10.1006/jcis.2002.8661

Chemical destabilization of crude oil based emulsions

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 3 2022