Прогнозирование технологических параметров процесса обезвоживания и обессоливания тяжелых высоковязких нефтей с применением математического моделирования тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.17.07, кандидат наук Ахмади Соруш

• Ахмади Соруш
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Ахмади Соруш

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1. Вредные примеси нефти. Требования, предъявляемые к поступающей на переработку нефти

1.2. Водонефтяные эмульсии, их образование и стабилизация

1.3. Методы деэмульсификации и разрушения эмульсий

1.4. Современные высокоэффективные деэмульгаторы

1.5. Основные технологические параметры процесса обессоливания и обезвоживания нефтей на ЭЛОУ

1.6. Тяжёлые высоковязкие нефти

1.7. Заключение и постановка задач диссертационной работы

ГЛАВА 2. МЕТОДЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

2.1. Метод исследования эмульсионности нефти

2.2. Метод оценки эффективности деэмульгаторов при разрушении водонефтяной эмульсии

2.3. Методика исследований на пилотной электрообессоливающей установке

ГЛАВА 3. СТАТИСТИЧЕСКИЕ И ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ. ВЫБОР ТЯЖЕЛЫХ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И ИХ ЭМУЛЬСИОННОСТЬ

3.1. Прогнозирование основных параметров устойчивости эмульсий тяжелых нефтей

3.2. Выбор тяжелых высоковязких нефтей для лабораторных исследований

3.3. Оценка эмульсионности исследуемых тяжелых нефтей

ГЛАВА 4. РАЗРАБОТКА КОМПОЗИЦИОННОГО ДЕЭМУЛЬГАТОРА ДЛЯ РАЗРУШЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЕЙ

4.1. Оценка эффективности различных деэмульгаторов при разрушении эмульсий тяжелых высоковязких нефтей

4.2. Разработка нового эффективного композиционного деэмульгатора

4.2.1. Лабораторные исследования деэмульгирующей способности различных поверхностно-активных веществ

4.2.2. Оптимизация соотношения компонентов для создания эффективной композиции деэмульгатора

ГЛАВА 5. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ СТЕПЕНИ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ, ОБЕССОЛИВАНИЯ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА ДЛЯ ТЯЖЕЛЫХ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ

5.1. Исследование и моделирование процесса обезвоживания и обессоливания тяжелой нефти верблюжьего месторождения на пилотной ЭЛОУ

5.2. Исследование и моделирование процесса обезвоживания и обессоливания тяжелой ярегской нефти на пилотной ЭЛОУ

5.3. Результаты и обсуждения статистического анализа оптимальных значений параметров процесса

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

ЛИТЕРАТУРА

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение

Приложение

ВВЕДЕНИЕ

По мере уменьшения запасов обычных (т.е. легких и средних) нефтей основным источником сырья становятся тяжелые высоковязкие нефти и природные битумы. Разрушение тяжёлых высоковязких нефтей, в которых вода и находится в высокодисперсном состоянии, достаточно сложное. Основные проблемы связаны с малой разностью плотностей нефти и воды, повышенной вязкостью нефти и большим количеством в таких нефтях мех.примесей. Снижение хлористых солей и воды до требуемого уровня в процессе подготовки таких нефтей к переработке на ЭЛОУ НПЗ (содержание воды и хлоридов в обессоленной нефти должны быть не более 0,1% об. и 3-5 мг/дм3, соответственно) требует разработки и применения специальных реагентов-деэмульгаторов и технологий, поэтому разработка высокоэффективных композиционных деэмульгаторов и также изучение возможностей прогнозирования параметров процесса обессоливания тяжелых высоковязких нефтей являются актуальной задачей.

Степень разработанности

В последние годы существенно вырос интерес к тяжёлым нефтям. Это обусловлено как подорожанием обычной нефти, так и постепенным истощением её месторождений по всему миру. Мировые ресурсы тяжелых и высоковязких нефтей значительно превышают запасы легких нефтей и по разным оценкам составляют до 1 трл. т. После Канады и Венесуэлы третьей страной по объемам запасов тяжелых нефтей считается Россия. Российские запасы высоковязкой нефти (по оценке Института неорганической химии РАН) оценивают в 6,3 млрд.т, а в то время как, по оценкам западных источников эта цифра занижена минимум в два раза [172, 179].

В России не осуществляется на ЭЛОУ НПЗ квалифицированная подготовка тяжелых и высоковязких нефтей из-за отсутствия эффективных технологий и деэмульгаторов. Зарубежный и отечественный опыт свидетельствует о том, что разрушение эмульсий таких тяжелых высоковязких нефтей очень сложно, а процесс

подготовки к переработке таких нефтей на ЭЛОУ очень мало изучен, что обуславливает необходимость проведения исследований, как по технологии, по моделированию и оптимизации процесса обезвоживания и обессоливания тяжелых высоковязких нефтей, так и по разработке высокоэффективных деэмульгаторов.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Прогнозирование технологических параметров процесса обезвоживания и обессоливания тяжелых высоковязких нефтей с применением математического моделирования»

Цель и задачи работы

Целью диссертационной работы являлось изучение возможностей прогнозирования параметров процесса обезвоживания и обессоливания тяжелых высоковязких нефтей с применением математического моделирования и также разработка высокоэффективного композиционного деэмульгатора.

Для осуществления этой цели необходимо было провести следующие исследования и решить поэтапно нижеперечисленные задачи:

1) изучить основные свойства и характеристики, оказывающие наибольшее влияние на устойчивость эмульсий тяжелых нефтей, найти взаимосвязь между ними и получить модели для количественного прогнозирования этих факторов;

2) выбрать тяжелые нефти на основании результатов исследований этапа 1, исследовать эмульсионность нефтей и их смесей с разбавителем;

3) выбрать нефть, образующую наиболее стойкую трудно-разрушаемую эмульсию по результатам исследований этапа 2 и разработать высокоэффективный композиционный деэмульгатор;

4) исследовать процесс глубокого обезвоживания и обессоливания тяжелых высоковязких нефтей на пилотной ЭЛОУ; провести статистический анализ результатов и математическое моделирование процесса, получить модели для прогнозирования степени обезвоживания и обессоливания тяжелых высоковязких нефтей с проверкой правильности результатов;

5) провести статистический анализ результатов подготовки тяжелых и ряда других нефтей на пилотной ЭЛОУ с получением оптимальных значений параметров, получить математические модели для прогнозирования

оптимальных значений параметров процесса.

Научная новизна

1) Разработаны технологические параметры процесса обезвоживания и обессоливания тяжелой высоковязкой нефти верблюжьего месторождения и ярегской нефти с применением разработанного деэмульгатора в целях их использования для проектирования промышленных установок ЭЛОУ для подготовки каждой нефти.

2) Впервые показана возможность прогнозировать оптимальный технологический режим процесса обезвоживания и обессоливания нефти для проектирования установок ЭЛОУ на НПЗ с помощью полученных моделей.

3) Показана возможность прогнозировать степень обезвоживания и обессоливания при подготовке тяжелых высоковязких нефтей к переработке на ЭЛОУ НПЗ.

4) Впервые установлено предельное значение плотности тяжелой нефти, при которой приемлемые результаты обезвоживания и обессоливания нефти на ЭЛОУ могут быть достигнуты без применения разбавителя.

5) Разработан новый композиционный высокоэффективный деэмульгатор для разрушения эмульсий тяжелых высоковязких нефтей.

Теоретическая значимость работы

Результаты работы дополняют новыми данными теоретическое знание в области подготовки к переработке тяжелых высоковязких нефтей и расширяют спектр применяемых высокоэффективных композиционных деэмульгаторов при разрушении водонефтяных эмульсии тяжелых нефтей.

Практическая ценность

Рекомендуются математические модели процесса обезвоживания и обессоливания тяжелых высоковязких нефтей использовать при разработке исходных данных для проектирования промышленных ЭЛОУ НПЗ. ООО "КОЛТЕК-ЭкоХим" осваивает

промышленное производство опытной партии нового деэмульгатора для проведения его опытно-промышленных испытаний на ЭЛОУ НПЗ.

Методология и методы исследования

При выполнении диссертации использовали следующие методы экспериментальных исследований: Метод исследования эмульсионности нефти, разработанный специалистами ОАО «ВНИИ НП»; Метод оценки эффективности деэмульгаторов при разрушении водонефтяной эмульсии. Настоящая методика, аналогичная общепринятому «бутылочному методу», доработана в части приготовления водонефтяной эмульсии. Оценку эффективности деэмульгаторов осуществляют, сравнивая объемы выделившейся из эмульсии в течение одного часа термоотстоя воды, а также сравнивая в ходе последующего центрифугирования объемы выделившейся из эмульсии воды и образующегося при этом промежуточного эмульсионного слоя; Методика исследований на пилотной электрообессоливающей установке (ЭЛОУ). Сущность процесса обезвоживания и обессоливания нефти на данной пилотной ЭЛОУ заключается в том, что нагревают эмульсионную нефть и ее смешивают с промывной водой и образцом деэмульгатора. Разрушение образующейся водонефтяной эмульсии производится в электродегидраторе при соответствующей температуре, давлении и напряженности электрического поля. Предусмотрен на установке отбор проб и контроль содержания воды и хлоридов в сырой и обессоленной нефти. Содержание воды и хлоридов в нефти до и после ЭЛОУ определяли по ГОСТ 2477-65 и ГОСТ 21534-76, соответственно.

На защиту выносятся

1) Результаты исследований процесса глубокого обезвоживания и обессоливания тяжелых высоковязких нефтей на пилотной ЭЛОУ с получением математических моделей для прогнозирования степени обезвоживания, обессоливания и оптимальных значений параметров процесса.

2) Результаты исследований по разработке нового высокоэффективного композиционного деэмульгатора.

Степень достоверности и апробация результатов

Представленные в работе результаты являются достоверными сведениями, полученными на основании анализа значительного объема экспериментальных данных с использованием современных физико-химических методов анализа.

Основные результаты работы доложены на 4-х международных конференциях: VIII Международный форум «Стратегия объединения: решение актуальных задач нефтегазового и нефтехимического комплексов на современном этапе»., г. Москва, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина 19-20 ноября 2015 г.; Юбилейная 70-я Международная молодежная научная конференция «Нефть и газ - 2016», г. Москва, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина 18-20 апреля 2016 г.; IX Международный форум «Стратегия объединения: решение актуальных задач нефтегазового и нефтехимического комплексов на современном этапе», г. Москва, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина 24-25 ноября 2016 г.; Международная научно-практическая конференция «Новшества в области технических наук», г. Тюмень, 25 декабря 2016 г.

По теме диссертации подготовлена заявка на получение патента (есть положительное решение о выдаче патента РФ), опубликованы 4 тезиса докладов и 7 статей в журналах из перечня ВАК.

Структура диссертационной работы

Диссертационная работа включает в себя оглавление, введение, пять глав, заключение, список литературы из 203 наименований, список сокращений, условные обозначения и приложения. Работа изложена на 153 страницах, содержащих 34 таблицы и 46 рисунков.

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1. Вредные примеси нефти. Требования, предъявляемые к поступающей

на переработку нефти

В настоящее время в процессе добычи спутником нефти является вода (от 1 % до 80-90 % масс.), которая диспергируется в нефти и при этом получаются эмульсии «вода в нефти», где нефть является дисперсионной средой, а вода - дисперсной фазой. Природными эмульгаторами являются асфальтены, смолы и диспергированные механические примеси (частицы песка, глины, металлов, известняка), которые приводят к формированию и стабилизации эмульсий. Пластовая вода содержит механические примеси, и в большом количестве хлориды натрия, магния и кальция (нефть с содержанием всего 1 % об. воды содержит до 2500 мг/дм3 солей), а также гидрокарбонаты и сульфаты [1-6].

На работу оборудования НПЗ эти эмульсии оказывают вредное влияние. Но основной проблемой являются коррозионноактивные компоненты нефти. Агрессивными агентами считаются такие органические вещества, как, например, алифатические кислоты, фенол, нафтеновые кислоты или сухие газы (сероводород, соляная кислота, кислород и т.д.) при высоких температурах. Коррозионное воздействие таких компонентов снижается при сравнительно низких температурах.

Присутствие хлоридов и соединений серы в нефти вследствие гидролиза, и крекинга при первичной переработке нефти, приводит к коррозии конденсационно -холодильного оборудования установок [3, 6, 7, 8]. Наиболее агрессивными в работе установок типа АТ (АВТ) считаются хлористый водород и сероводород. Основными источниками образования хлористого водорода (НС1) являются соли кальция и магния, а также - хлорорганические соединения (ХОС) [3, 8 -10].

В процессах пригонки нефти хлористый натрий практически не подвергается гидролизу. Хлористый кальций гидролизуется с образованием НС1 не более, чем на 10%, а хлористый магний гидролизуется на 90% даже при более низких

температурах. При этом образование соляной кислоты способствует коррозии ап -паратуры:

MgCl2+ Н20 = MgOHCl + HCl; MgOHCl + Н20 = Mg(OH)2+ HCl.

Располагаются хлориды по степени гидролиза следующим образом:

FeC^ AlCl3> MgCl2>CaCl2> NaCl При конденсации влаги с образованием соляной кислоты при температурах 70 -130°С, углеродистая сталь подвергается интенсивной коррозии хлористым водородом.

Опыт работы заводов показывает, что коррозия, обуславливаемая присутствием сернистых соединений в нефти, существенно уменьшается, если хлориды в значительной степени удалены. Это можно объяснить так называемой сопряженной коррозией HCl и H2S. Сероводород образует пленку сульфида железа (FeS) на поверхности металла, которая не растворяется в воде и способствует защите поверхности металла от коррозии, а HCl разрушает эту пленку с образованием FeC12 и H2S, и таким образом увеличивает коррозионное воздействие [6].

Fe + H2S = FeS + Н2 FeS +2 НС1 = FeCl2 + H2S, где, FeC12 растворяется в воде, а H2S совместно с НС1 способствует началу появления коррозии.

Перечисляя все осложнения, возникающие при переработке нефти с высоким содержанием хлоридов и воды, нельзя забывать о том, что:

а) Присутствие пластовой воды в нефти вызывает серьезные осложнения в процессе её переработки даже при достаточно низком содержании (0,5 - 1,0% об.). При наличии воды в нефти, поступающей на установки первичной перегонки, повышается давление в аппаратах, снижается их производительность, расходуется значительное количество тепла на подогрев и испарение воды. Это же количество

тепла необходимо будет отнять при конденсации водяного пара и охлаждении воды

[9].

б) Повышенное содержание солей в нефти и, как следствие, в остаточных нефтепродуктах, используемых как сырье вторичных процессов, является причиной усиленной коррозии оборудования, быстрого отравления катализаторов и пониженного качества получаемых нефтепродуктов. Так, например, при повышенном содержании солей в нефти и, соответственно, в получаемом из неё полугудроне и гудроне, резко сокращается пробег установок висбрекинга и коксования и значительно повышается зольность электродного кокса. Аналогично, повышенное содержание солей в нефти приводит к их высокому содержанию в прямогонном мазуте и, как следствие, в топочном мазуте, зольность которого ограничена во избежание отложений и коррозии. Высокое содержание солей в нефти приводит к увеличению их количества в сырье для каталитических процессов и, как следствие, к отложениям в порах катализаторов и потере их активности [10].

Поэтому перед переработкой нефть обезвоживают и обессоливают.

Процесс первичной подготовки нефти на нефтепромыслах обычно осуществляется термохимическим обезвоживанием (при 50-80°С в присутствии деэмульгатора) [4]. Степень подготовки нефти, поступающей на нефтеперерабатывающие предприятия, определена ГОСТ Р 51858-2002 [11]. В соответствии с современными требованиями после промысловой подготовки в поступающей на НПЗ нефти может содержаться до 1% об. воды, до 900 мг/дм3 хлоридов и до 0,05% масс. механических примесей. Но, наличие таких примесей в таком количестве в нефти способствует серьезным проблемам при её переработке. Нефть, направляемая на первичную перегонку, должна содержать не более 3 мг/дм3 хлоридов, что соответствует требованиям нефтеперерабатывающей промышленности [3, 5, 6, 12, 13].

Глубокое обессоливание нефти на ЭЛОУ до требуемого уровня (т.е. не более 3 мг/дм3), применение высокоэффективных нейтрализующих соединений и

использование эффективных пленкообразующих ингибиторов (для защиты от коррозии внутренней поверхности конденсационно-холодильного оборудования) являются эффективным средствам борьбы с вышеуказанными вредными воздействиями, в частности, с коррозией оборудования установок АТ(АВТ) [7, 14].

1.2. Водонефтяные эмульсии, их образование и стабилизация

Основной проблемой процесса подготовки нефтей к переработке на ЭЛОУ НПЗ является разрушение устойчивых образующихся эмульсий. В связи с этом, для успешной разработки эффективных реагентов и технологий для разрушения таких эмульсий нужно иметь ясное представление о механизме их образования, их стабилизации и устойчивости [3-6, 16].

Водонефтяные эмульсии - это широкая область, и на эту тему написано несколько книг, в частности [3, 4, 15, 17-19]. Вследствие поступления к забою скважины подстилающей воды или той воды, которая закачивается в пласт для поддержания давления, в нефти появляется вода. При движении нефти и пластовой воды по трубопроводам и стволу скважины и их взаимного перемешивания происходит дробление (этот процесс называют диспергированием), в результате чего образуются водонефтяные эмульсии. Эмульсия представляет собой смесь двух взаимно нерастворимых жидкостей, одна из которых диспергирована в другой в виде мелких капелек (глобул). Диспергированная жидкость - это дисперсная фаза (внутренняя), а жидкость, в которой она находится - дисперсионная среда (внешняя).

Нефтяные эмульсии подразделяются на следующие три группы [3, 6, 17, 20, 21]: I группа - вода в нефти (эмульсии обратного типа), в которой содержание воды (дисперсной фазы) в нефти (дисперсионной среде) колеблется от следов до 90-95% об. II группа - нефть в воде (эмульсии прямого типа), которые образуются в процессах деэмульсации нефти, т.е. при разрушения обратных водонефтяных эмульсий. III группа представляет собой множественные эмульсии, которые отличаются высоким

содержанием мехпримесей.

Исследования [4, 22-25] показывают, что множественные эмульсии в отличие от эмульсий обратного и прямого типа содержат большое количество мехпримесей. Дисперсная фаза (вода) таких эмульсий сама является эмульсией, в которой содержатся частицы другой фазы (частицы нефти). Множественные эмульсии в основном относятся к так называемым «ловушечным» водонефтяным эмульсиям, которые образуются в процессе подготовки нефти на промыслах [4 ] и/или на ЭЛОУ НПЗ [24-26].

Водонефтяные эмульсии разделяют на высококонцентрированные, концентрированные и разбавленные по концентрации дисперсной фазы [3,27,28].

Разбавленными эмульсиями считают такие эмульсии, в которых содержание дисперсной фазы не превышает 1%. Это наиболее высокодисперсные системы, у которых размер капель близок к коллоидной степени дисперсности (порядка 10-5 см). Они являются кинетически устойчивыми системами, которые не требуют введения стабилизаторов, называющихся эмульгаторами. Частицы данных эмульсий несут на себе электрический заряд, который возникает в результате адсорбции ионов неорганических электролитов, присутствующих иногда в очень незначительных количествах.

Если содержание дисперсной фазы в эмульсии достигает 74% об., то такие эмульсии обычно считают концентрированными эмульсиями. Эта концентрация дисперсной фазы предельная и соответствует максимально возможному объемному содержанию недеформированных сферических частиц (в случае монодисперсной эмульсии), независимо от их размера. Размер глобул дисперсной фазы концентрированных эмульсий велик, он достигает 0,1 -1 мкм и выше.

Эмульсии, образующиеся при добыче и подготовке нефти к переработке, относятся преимущественного к эмульсиям этого типа.

Как было сказано выше, эмульсии, содержащие более 74% об. дисперсной фазы считаются высококонцентрированными. Такие эмульсии обладают гелеобразными свойствами. Поэтому они иногда называются желатинированными.

Устойчивость - это самый важный показатель для водонефтяных эмульсий, т.е. способность системы не разрушаться на две фазы в течение длительного периода. [3,6]. Способность образовывать эмульсию прямого или обратного типа П. А. Ребиндер предложил характеризовать следующей величиной:

7 = (1.1)

гдетв, тн — время существования капель воды и нефти; ув,ун - объемы воды и нефти. Как следует из данной формулы увеличение показателя у приводит к образованию эмульсии обратного типа (В/Н), а его уменьшение — к образованию эмульсии Н/В [16].

Необходимо отметить, что образование эмульсий не происходит при перемешивании несмешивающихся жидкостей (например, при перемешивании чистой воды и чистой нефти эмульсия не образуется). Их образование возможно, когда в системе присутствует третье вещество - называемое эмульгатором[3,27].

Существует два понятия устойчивости эмульсий: кинетическая и агрегативная [4,29]:

Кинетическая устойчивость - это способность системы противостоять оседанию или всплытию частиц дисперсной фазы под действием стоксовых сил. Кинетическая устойчивость для эмульсий (систем) с содержанием дисперсной фазы не более 3% об. вычисляется по следующей формуле:

1 9.Г1 Ку = ~= Т7-(1-2)

где и- скорость оседания частиц дисперсной фазы;

П - динамическая вязкость дисперсионной среды;

g - ускорение силы тяжести.

Агрегативная - это способность глобул дисперсной фазы при их столкновении друг с другом или границей раздела фаз сохранять свой первоначальный размер. Устойчивость оценивают по следующей формуле:

где: Ш0 - содержание дисперсной фазы в исходной эмульсии;

Ш - количество выделившейся дисперсной фазы после разрушения Основным фактором устойчивости концентрированных эмульсий согласно представлениям П.А. Ребиндера является образование адсорбционного слоя с высокой структурной вязкостью на поверхности капель воды и является структурно-механическим барьером, препятствующим коалесценции капелек [16, 30-33]. Этот структурно-механический барьер по работам А.Б. Таубмана связан с образованием на границе раздела сложных надмолекулярных структур в форме многослойной фазовой пленки ультрамикроэмульсии (УМЭ), обладающей гелеобразными свойствами. [34]. Для нефтяных эмульсий В/Н, т.е. объект нашего рассмотрения, наиболее близка теория структурно-механического барьера, где устойчивость эмульсий определяется образованием на поверхности глобул дисперсной фазы адсорбционных оболочек с высокой структурной вязкостью, которая состоит из смол, асфальтенов, солей нафтеновых кислот, микрокристаллов парафинов и других коллоидно-растворимых вещества, которые принято считать природными эмульгаторами [22, 35-63].

Имеется достаточно много информации в работах [64-68] о важной роли парафинов, смол и асфальтенов и также об их влиянии на стабилизацию водонефтяных эмульсий. Среди смолисто-асфальтеновых веществ (САВ) наибольшим влиянием обладают асфальтены [69].

Роль САВ объясняет давно известную склонность тяжёлых смолистых нефтей создавать устойчивые водонефтяные эмульсии. Лёгкие нефти с низким содержанием САВ значительно менее способны к образованию стойких

эмульсий.

В последние годы в работах [70, 71] установлено, что наличие асфальтенов в эмульсии (искусственной) снижало средний размер капель воды, в результате чего устойчивость возрастала. Смолы в присутствии асфальтенов значительно увеличивали стабильность эмульсии, а в чистом виде стабилизации эмульсии не способствовали.

Кроме того, в стабилизирующий слой входят твердые частицы (песок, глины и т.д.). Они находятся в высокодисперсном состоянии и стабилизируют эмульсии. В работах [72-78] было установлено, что стабильность эмульсий при наличии таких частиц в основном определяется их размером.

На стойкость эмульсий также значительное влияние оказывают такие факторы, как: физико-химические свойства (плотность, вязкость и т.д.), температура и дисперсность систем.

Дисперсность [3, 6, 26] является основной характеристикой эмульсий. Дисперсность эмульсий измеряется диаметром дэмульгированных частиц жидкости, имеющих шарообразную форму. Кроме этого, дисперсность также принято выражать удельной межфазной поверхностью и/или обратной величиной диаметра частиц (Б=Ш). Удельная поверхность (Буд) всякой дисперсной системы равна общей поверхности между фазами Б, деленной на объем дисперсной фазы V.

_ 5 _ 4пг2 _ 3 _ 6

5уд = V = 4^3 = т = а (1-4)

Одним немаловажным условием, влияющим на эффективность деэмульгирования, является адсорбция эмульгаторов на поверхности раздела фаз со временем, что способствует увеличению стойкости водонефтяных эмульсий (т.е. происходит старение эмульсий). Поэтому разрушение эмульсий происходит тем успешнее, чем эмульсии моложе. Кроме того, еще одним немаловажным параметром, влияющим на стойкость эмульсий в процессе их разрушения на ЭЛОУ

является величина РН водной фазы.

Резюмируя всё вышесказанное, приходим к выводу, что на стойкость и стабильность водонефтяной эмульсии оказывают влияние такие факторы, как: технологические параметры подготовки, обводненность, наличие мех. примесей, физико-химические и дисперсные свойства пластовой воды и нефти, хранения нефти и др.

1.3. Методы деэмульсификации и разрушения эмульсий

Деэмульсификация - это разрушение эмульсии в нефтяной и водной фазах. С технологической точки зрения, производители нефти заинтересованы в двух аспектах деэмульсификации: скорости, при которой происходит разрушение, и количества воды, оставшейся в сырой нефти после подготовки. Добытая нефть обычно должна соответствовать спецификации компании и трубопроводного транспорта, поэтому предварительно на нефтепромыслах нефть обессоливают и обезвоживают. Низкое значение содержания воды и хлоридов в нефти требуется для уменьшения коррозионного воздействия и отложения солей. На нефтеперерабатывающих заводах основной задачей является удаление неорганических солей (в основном хлористых) из сырой нефти до того, как они вызывают коррозию или другие вредные последствия для нефтеперерабатывающего оборудования. При этом соли удаляют от сырой нефти путем промывки пресной водой на ЭЛОУ [3, 6, 79, 80].

Добытые нефтяные эмульсии обладают степенью кинетической стабильности, возникающей из-за образования межфазных пленок, окружающих капли воды. Для того, чтобы разделить эмульсии на нефть и воду, межфазная пленка должна быть разрушена, в результате чего происходит коалесценция капелек и отделение водной фазы. Поэтому дестабилизация эмульсий очень тесно связана с разрушением этой межфазной пленки. Факторы, влияющие на границы раздела фаз и, следовательно, стабильность эмульсий были обсуждены ранее (дисперсные свойства пластовой воды и нефти, обводненность, природные эмульгаторы, твердые частицы и т.д.).

Как было сказано выше, деэмульгирование является процессом разделения эмульсии на ее составные фазы. В основе этого процесса лежит 2 последовательные стадии. Первой является флокуляция (агрегация или коагуляция), а второй -коалесценция [4, 29, 80].

Флокуляция или агрегация. Первым шагом в процессе деэмульсификации является флокуляция капель воды. Во время флокуляции капли объединяются вместе, образуя агрегаты. Капли близки друг к другу, даже касаясь в определенных точках, но не теряют свою идентичность (т. е. они не способны коалесцировать). Коалесценция на этом этапе происходит только в том случае, если межфазная пленка, окружающая капли воды, очень слаба. Скорость флокуляции зависит от ряда факторов, включая обводненность, температуру, вязкость нефти и разность плотности нефти и воды. Флокуляция капель, в основном, скорее снижает кинетическую устойчивость эмульсий, в отличие от агрегативной, в процессе их разрушения.

Коалесценция. Коалесценция является вторым этапом процесса деэмульсификации и следует за флокуляцией. Во время коалесценции капли воды сливаются, образуя большие крупные капли. Этот необратимый процесс приводит к уменьшению количества капель воды и, в конечном итоге, к полной деэмульсификации. Коалесценция усиливается высокой скоростью флокуляции, отсутствием стойких механически пленок, низкой вязкостью нефти и межфазной поверхности, высоким содержанием воды и повышенной температурой.

Методы разрушения эмульсий

В нефтяной промышленности, нефтяные эмульсии должны быть разделены почти полностью до того, как нефть транспортируют и перерабатывают далее на НПЗ. Существует несколько способов разрушения эмульсий, а принцип каждого метода заключается в противодействии одному или нескольким стабилизирующим факторам, позволяющим флокуляцию, слияние и осаждение капель воды. Существующие методы могут быть классифицированы как: механические (центрифугирование, фильтрация и т.д.), термические (подогрев эмульсий и промывка горячей водой с

последующем отстаиванием), химические (применение химических деэмульгаторов при обработке эмульсий) и электрические (применение электрического поля, способствующего коалесценции) [3, 6, 17, 80-84]:

Механические методы деэмульсации очень редко используют из-за низкой их производительности и сложности их эксплуатации. Центрифугирование обычно применяют при подготовке ловушечных нефтей.

Термические методы. Нагревание эмульсии усиливает ее разрушение или разделение. При этом снижается вязкость нефти и увеличивается скорость осаждения воды в нефтяной среде. Повышенные температуры также приводят к дестабилизации структурно-механических бронирующих пленок, вызванных уменьшенной межфазной вязкостью. Кроме того, частота коалесценции между капельками воды увеличивается из-за более высокой тепловой энергии капель. Другими словами, нагревание ускоряет процесс разрушения эмульсии. Однако в одиночку редко приводит к разрушению эмульсии. Повышение температуры имеет также некоторые негативные эффекты. Во-первых, требуются много финансовых средств, чтобы нагреть поток эмульсии. Во-вторых, это может привести к потере легких фракций (на нефтепромыслах) из сырой нефти и снизить её плотность (API) (т.е. приводит к ухудшению качества товарной нефти).

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Ахмади Соруш, 2018 год

ЛИТЕРАТУРА

1. Сюняев, З.И. Нефтяные дисперсные системы/ З.И. Сюняев, Р.З. Сюняев, Р.З. Сафиева. - М.: Химия, 1990. - 226 с.

2. Каспарянц, К.С. Промысловая подготовка нефти/ К.С. Каспарянц. - М.: Недра, 1973. - 376 с.

3. Левченко, Д.Н. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения/ Д.Н. Левченко, Н.В. Бергштейн, А.Д. Худякова, Н.М. Николаева. - М.: Химия, 1967.

- 200 с.

4. Позднышев, Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий/ Г.Н. Позднышев. - М.: Недра, 1982. - 224 с.

5. Обезвоживание и обессоливание нефти: Химическая энциклопедия/ Ф.М. Хуторянский. - М.: Научн. изд. Большая российская энциклопедия. - т.3. - 1992.

- С. 608-610.

6. Левченко, Д.Н. Технология обессоливания нефтей на нефтеперерабатывающих предприятиях/ Д.Н. Левченко, Н.В. Бергштейн, Н.М. Николаева. - М.: Химия, 1985. - 168 с.

7. Хуторянский, Ф.М. Комплексная программа подготовки нефти и химико-технологической защиты от коррозии конденсационно -холодильного оборудования установок первичной переработки нефти/ Ф.М. Хуторянский и др. // Мир нефтепродуктов. - М. - 2002. - №3. - С.17-22.

8. Коррозионная стойкость оборудования химических производств: Справочное руководство/ А.М. Сухотин, Ю.А. Арчаков. - Л.: Химия, 1990. - 400 с.

9. Левченко, Д.Н. Разработка мероприятий по уменьшению содержания коррозионно-активных компонентов в нефти/ Д.Н. Левченко, Н.В. Бергштейн// НТРС "Экспл., модерн. и ремонт оборуд. в нефтепер. и нефтехим. пром. М.: ЦНИИТЭнефтехим. - 1979. - №4. - С.15-21

10. Гермаш, В.М. Источники образования хлористого водорода при переработке нефти/ В.М. Гермаш и др.// Нефтепереработка и нефтехимия. - 1974. - №8. - С. 8-10.

11. ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условия. - М.: Издательство стандартов, 2002. - 8 с.

12. Дунюшкина, Е.И. Рекомендации по оптимизации технологии обессо - ливания нефти/ Е.И. Дунюшкина// Нефтепереработка и нефтехимия. - 2002. - №6. -С. 23-27.

13.Бергштейн, Н.В. Совершенствование процесса обессоливания нефти на ЭЛОУ НПЗ/ Н.В. Бергштейн, Ф.М. Хуторянский, Д.Н. Левченко// Химия и технология топлив и масел. - 1983. - №1. - С. 8-14.

14.Хуторянский, Ф.М. Промышленный опыт применения на НПЗ «пакета» реагентов «Геркулес» для химико-технологической защиты от коррозии конденсационного оборудования установок первичной переработки нефти/ Ф.М. Хуторянский и др // Химическая техника. - 2002. - №10. - С. 22-25.

15.Клейтон, В. Эмульсии, их теории и технические применения/ В. Клейтон. -М.: Химия, Издатинлит, 1950. - 679 с.

16.Ребиндер, П.А. Замечания к вопросу об агрегативной устойчивости дисперсных систем/ П.А. Ребиндер, А.Б. Таубман// Коллоидный журнал. -1961. - т.23. - №3. - С. 359-361.

17.Schramm, L.L. Emulsions: Fundamentals and Applications in the Petroleum Industry/ L.L. Schramm . - Washington DC: American Chemistry Soc. - 1992. - 231 с.

18. Encyclopedic Handbook of Emulsion Technology/ J. Sjoblom (ed.). - New York City: Marcel Dekker. - 2001.

19. Encyclopedia ofEmulsion Technology/ P. Becher (ed.). - New York City: Marcel Dekker. -1983-88 . - pp. 1-3.

20.Sjoblom, J. Surface/Colloid Chemistry of Emulsions.

www.chemeng.ntnu.no/research/polymenugelstadlab/publpat.htm#publications.

21. Schubert, H. Principles of Formation and Stability of Emulsions/ H. Schubert, H. Armbruster// Intl. Chemical Engineering. - 1992. - Vol.32. - No.1. - pp. 14-28.

22.Пелевин, Л.А. О классификации и оценке эффективности методов подготовки нефти/ Л.А. Пелевин, Г.Н. Позднышев, Р.И Мансуров// Нефтяное хозяйство. -1975. - №3. - C. 40.

23.Петров, А.А. Химическое деэмульгирование как основной процесс промысловой подготовки нефти/ А.А. Петров, Ю.С. Смирнов //Нефтепромысловое дело. - 1977. - №1. - С. 29-31.

24.Хуторянский, Ф.М. О причинах высокой устойчивости ловушечных водонефтяных эмульсий НПЗ/ Ф.М. Хуторянский, Ю.П. Малышков, Н.А. Воронина и др.// Сб. научн. тр. ООО "ПО "Киришинефтеоргсинтез" и ООО НИФ «ИНЖЕНЕР- СЕРВИС ВНИИНП». - М.: ЦНИИТЭнефтехим. - 2005. -С. 161-169.

25.Сергиенко, Н.Д. Исследование, разработка и внедрение процесса подготовки к переработке стойких высокообводненных водонефтяных эмульсий с повышенным содержанием механических примесей: дисс. канд. техн. наук/ Н.Д. Сергиенко. - М.: ВНИИ НП, 2005. - 154 с.

26.Хуторянский, Ф.М. Подготовка к переработке стойких высокообводненных ловушечных эмульсий НПЗ/ Ф.М. Хуторянский. - СПб.: ХИМИЗДАТ, 2006. - 152 с.

27.Воюцкий, С.С. Курс коллоидной химии/ С.С. Воюцкий. - М.: Химия, 1964. -511 с.

28.Фролов, Ю.Г. Курс коллоидной химии. Поверхностные явления и дисперсные системы/ Ю.Г. Фролов. - М.: Химия, 1988. - 464 с.

29.Киреев, В.А. Краткий курс физической химии/ В.А. Киреев. Изд. 5-е, стереотипное. - М.: Химия, 1978. - 624 с., ил.

30.Тонкошуров, Б.П. Основы химического деэмульгирования нефтей/ Б.П. Тонкошуров, Н.Н. Серб-Сербина, А.М Смирнова; сборник под ред. П.А.

Ребиндера. - М.: Гостоптехиздат, 1946. - 69 с.

31.Ребиндер, П.А. Поверхностные явления в дисперсных системах. Коллоидная химия. Избранные труды/ П.А. Ребиндер. - М.: Наука, 1978. - 368 с.

32.Ребиндер, П.А//Коллоидный журнал, - 1970. - т. XXXII. - вып.3. - С.359.

33.Ребиндер, П.А. Современные представления об образовании и разрушении эмульсий/ П.А. Ребиндер, К.А. Поспелова // Вступительная статья к книге "Эмульсии, их теории и технические применения". - М.:Химия, Издатинлит, 1950. - 679с.

34.Таубман, А.Б., Нестерова, М.П.// Успехи коллоидной химии. - М.: Наука, 1972. - 296 с.

35.Ребиндер П.А., Серб-Сербина Н.Н. // ЖФХ., 1931. 2. - С.760.

36.Мышкин, Е.А. //Нефт.хоз. 1969. - №12. - С. 19-23.

37.Курбанов, У.Ш. //Докл. АН СССР. 1968. 179(4). 915-917.

38.Neumann, H.I. //Erdol und ^ole-Erdgas-Pi-trachem. 1964. 17. - Р.346-348.

39.Gewers, C.W. //The Journal of Canadian Pertoleum.1968. - уо1.7. - №2. - pp.8590.

40.Мойсейков, С.Ф., Ракинцева В.Е // Газоконденсаты и нефти. - Ашхабад. 1968.

- С.349-353.

41.Серикова, Л. А. //Нефтепереработка и нефтехимия, - 1971. - №2. - С.1-3.

42.Баранов, В.Я., Серикова, Л.А. //Изв. выс. учеб. зав. Нефть и газ. - 1968. - №5.

- С.59-62.

43.Гобжила, А.Г. //Изв. выс. учеб. зав.(Баку). Нефть и газ. т.5. - 1962. - №5. - С.69-73.

44.Дерягин, Б.В. Термодинамическое рассмотрение равновесия и устойчивости свободной пленки, содержащей два летучих компонента/ Б.В. Дерягин, Ю.В. Гутон //Коллоидный журнал. - 1968. - т.30. - №1. - С. 19-30.

45.Дерягин, Б.В. Термодинамика и устойчивость свободных пленок/ Б.В. Дерягин, Г. А. Мартынов, Ю.В. Гутон//Коллоидный журнал. - 1965. - т.27. -

№3. - С.357-364.

46.Векстрем, Е.К., Ребиндер, П. А. // ЖФХ. - 1930. - №2. - С.760.

47.Левченко, Д.Н. Научно-технические основы химического деэмульгирования нефтей и синтез эффективных деэмульгаторов: автореф. дисс.док.хим.наук/ Д.Н. Левченко. - М.: ВНИИНП, 1972. - 46 с.

48.Tambe, D.E. Factors Controlling the Stability of Colloid-Stabilized Emulsions/ D.E. Tambe, M.M. Sharma// J. of Colloids and Interface Science, 1993. - Vol.157. - pp. 244-253.

49. Levine, S. Stabilization of Emulsion Droplets by Fine Powders/ S. Levine, E. Sanford// Cm. J. Chemical Engineering, 1985, 62, pp. 258-268.

50. Strassner, J.E. Effect of pH on interracial Films and Stability of Crude Oil/water Emulsions/ J.E. Strassner// Journal ofPetroleum Technology, March 1968, pp. 303-312.

51. Kimbler, O.K. Physical Characteristics of Natural Films Formed at the Crude Oil/water Interfaces/ O.K. Kimbler, R.L. Reed, I.H. Silberberg// Journal of Petroleum Technology, June 1966. - pp. 153-165.

52. Bobra, M.A. A study of the formation of water-in-oil emulsions: Proceedings of the Thirteenth Annual Arctic Marine Oils pill Program Technical Seminar/ M.A. Bobra, Edmonton, Canada, 1990. - pp. 87-117.

53.Eley, D.D. Emulsions of Water in Asphaltene Containing Oils/ D.D. Eley, M.J. Hey, J.D. Symonds// Colloids and Surfaces ,1988. - vol.32. - pp. 87-103.

54. Asphaltene Emulsions: Encyclopedic Handbook of Emulsion Technology/ P.K. Kilpatrick, P.M. Spiecker; J. Sjoblom (ed.) . - New York City: Marcel Dekker, 2001. - 707 p.

55. Yarranton, H.W. Water-in-Hydrocarbon Emulsions Stabilized by Asphaltenes at Low Concentrations/ H.W. Yarranton, H. Hussein, J.H. Masliyah// J. of Colloid Interface Science. -2000. - vol.228. - pp. 52-63.

56. Kokal, S.L. Asphaltenes: The Cholesterol ofPetroleum/ S.L. Kokal, S.G. Sayegh // SPE Middle East Oil Show (SPE paper 29787), Bahrain, 1995, 11-14 March.

57.Christine Dalmazzone. Development of New Green Demulsifiers for Oil Production/ Christine Dalmazzone, Christine Noi'k // SPE 65041, Texas, 2001, 13-

16 February.

58.Graham, D.E. Crude Oil Emulsions: Their Stability and Resolution/ D.E Graham Spec. Publ. R. Soc. Chem. (Chem. Oil Ind.),1988, vol.67. - pp.155-175.

59.Papirer, E. Chemical Nature and Water/Oil Emulsifying Properties of Asphaltenes/ E. Papirer, C. Bourgeois, B. Siffert, H. Balard// Fuel. - 1982. - vol.61. - pp.732734.

60.Bridie, A.L. Formation, Prevention and Breaking of Seawater in Crude Oil Emulsions 'Chocolate Mousses/ A.L. Bridie, Th. H. Wanders, W. Zegveld, H.B. Van der Heidge// Marine Pollution Bulletin . - 1980. - vol. 11. - pp. 343-348.

61.Ese, M.E. Ageing of Interfacially Active Components and its Effect on Emulsion Stability as Studied by Means of High Voltage Dielectric Spectroscopy Measurements/ M.E. Ese, J. Sjoblom, H. Fordedal, O. Urdahl, H.P. Ronningsen // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects . - 1997. - vol. 123-124. - pp. 225-232.

62.Jones, T.J. Water-in-Crude Oil Emulsion Stability and Emulsion Destabilization by Chemical Demulsifiers/ T.J. Jones, E.L. Neustadter, K.P. Whittingham// The Journal of Canadian Petroleum Technology, April-June 1978. - pp.100-108.

63.McLean, J.D. Effects of Asphaltene Solvency on Stability of Water-in-Crude Oil Emulsions/ J.D. McLean, P.K. Kilpatrick// J. Colloid Interface Sci., 1997. - vol.189. - pp. 242-253.

64.Фукс, Г.И. Коллоидная химия нефти и нефтепродуктов/ Г.И. Фукс - М.: Знание, 1984. - 64 с.

65.Фукс, Г.И. Олеофильные дисперсные системы/ Г.И. Фукс; под ред. Ф.Д. Овчаренко // Успехи коллоидной химии. - Выпуск 2. - Киев, Наукова думка, 1983. - с.178-211.

66.Баранов, В.Я. Природные эмульгаторы нефтяных эмульсий/ В.Я. Баранов, Л.А. Серикова //Нефть и газ, Баку. - 1968. - № 5. - С.50.

67.Беньковский, В.Г. Природные эмульгаторы концентрированных нефтяных

эмульсий/ В.Г. Беньковский, А.А. Пилявская// Коллоидный журнал. - 1951. -т.13. - №6. - С.401-407.

68.Гобжила, А.Г. Исследование природных эмульгаторов воды в нефти в связи с обоснованием эффективных деэмульгаторов нефтяных эмульсий/ А.Г. Гобжила// Коллоидный журнал, - 1962. - т. XXIV. - №6. - С.451-458.

69.Dalmazzone, С. Mechanical Formation of Emulsions/ С. Dalmazzone // Oil & Gas Science and Technology. - 2000. - vol. 55. - №3. - C.281-305.

70.Zaki Nac. Effect of asphaltene and resins on the stability of water-in-waxy oil emulsions/ Nael Zaki, Peter-Christoph Schoriing, Iradj Rahimian// Petroleum science and technology. - 2000. - vol.18. - №.7-8. - C.945-963.

71.Ahmed, N.S. Stability and Rheology of Heavy Crude Oil-InWater Emulsion Stabilized by an Anionic-Nonionic Surfactant Mixture/ N.S. Ahmed, A.M. Nassar, N.N. Zaki, K.H. Gharieb// Petroleum Science and Technology, 1999. - vol.17. - pp 553-576.

72. Kokal, S.L. Reducing Emulsion Problems By Controlling Asphaltene Solubility and Precipitation/ S.L. Kokal, J.I. Al-Juraid// paper SPE 48995 prepared for presentation at the 1998 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, 27-30 September.

73.Таубман, А.Б. О роли структурно-механического фактора в устойчивости эмульсий/ А.Б. Таубман, А.Ф. Корецкий// Коллоидный журнал. - 1958. - т.20. - №5. - С.676-677.

74.Корецкий, А.Ф. О типе и устойчивости эмульсий, образованных твёрдыми эмульгаторами/ А.Ф. Корецкий, Ю.М. Самойлов, Г.М. Глаголева// Изв. Сиб. отд. АН СССР. Сер. хим. наук. - 1976. - т.3. - №7. - С.153-155.

75.Корецкий, А.Ф. Об эмульгирующем действии высокодисперсных твердых тел/ А.Ф. Корецкий, А.Б. Таубман// Докл. АН СССР. - 1959. - т. 124. - №2. -С.358-361.

76.Корецкий, А.Ф. О дисперсности и устойчивости эмульсий, стабилизированных твердыми эмульгаторами/ А.Ф. Корецкий, А.Б Таубман//

Докл. АН СССР. - 1961. - т.140. - №5. - С. 1128-1131.

77.Корецкий, А.Ф. К механизму образования природных нефтяных эмульсий/ А.Ф. Корецкий, Г.М. Глаголева// Коллоидный журнал. - 1970. - т.32. - №4. -С.625-627.

78.Таубман, А.Б. Стабилизация эмульсий твердыми эмульгаторами/ А.Б. Таубман, А.Ф. Корецкий//ДАН СССР, 1958. - т.120. - №1. - С.126.

79.Emulsions: Fundamentals and Applications in the Petroleum Industry (ACS Advances in Chemistry)/ L.L. Schramm (ed.). - Washington DC: American Chemistry Soc., 1992 (book 231). - 428 p.

80. Crude-Oil Emulsions: Petroleum Engineering Handbook/ S.L. Kokal; SPE, Richardson, Texas, 2005.

81.Виноградов, В.М. Образование, свойства и методы разрушения нефтяных эмульсий/ В.М. Виноградов, В.А. Винокуров; Метод.указ. — М.: ФГУП «Нефть и газ», РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2007. - 31 с.

82.Панченков, Г.М. Поведение эмульсий во внешнем электрическом поле/ Г.М. Панченков, Л.К. Цабек. - М.: Химия, 1969. - 190 с.

83. Левченко, Д.Н. О состоянии обессоливания нефтей на нефтеперерабатывающих предприятиях и требования к качеству нефтей, поступающих с месторождений/ Д.Н. Левченко, Н.В. Бергштейн, Ф.М. Хуторянский, И.Б. Кессель// Нефтепереработка и нефтехимия. - 1980. - №8. -С. 3-4.

84.Хуторянский, Ф.М. ХОС- распределение по фракциям и способы удаления из нефти на стадии ее подготовки к переработке/ Ф.М. Хуторянский// Мир нефтепродуктов. - 2002. - №4. - с. 9-13.

85.Daaou, M. Water pH and surfactant addition effects on the stability of an Algerian crude oil emulsion/ M. Daaou, D. Bendedouch// Journal of Saudi Chemical Society, 2012. - vol. 16. - pp. 333-337.

86.Honse, S. O. Separation and characterization of asphaltenic subfractions/ S.O.

Honse, S.R. Ferreira, C.R.E. Mansur,E. F. Lucas, G. Gonzalez// Quimica Nova, 2012. - vol.35(10). - pp. 1991-1994.

87.Moradi, M. Effect of salinity on water-in-crude oil emulsion: Evaluation through drop-size distribution proxy/ M. Moradi, V. Alvarado, S. Huzurbazar// Energy & Fuels, 2011. - vol. 25. - pp. 260-268.

88.Pacheco, V. F. Destabilization of petroleum emulsions: Evaluation of the influence of the solvent on additives/ V. F. Pacheco, L. Spinelli, E. F. Lucas, C.R. E. Mansur// Energy & Fuels, 2011. - vol. 25. - pp. 1659-1666.

89.Ramalho, J. B. Effect of the structure of commercial poly (ethylene oxide-b-propylene oxide) demulsifier bases on the demulsification of water-in-crude oil emulsions: Elucidation of the demulsification mechanism/ J. B. Ramalho, F. C. Lechuga, E. F. Lucas// Quimica Nova, 2010. - vol. 33(8). - pp. 1664-1670.

90.Daaou, M. Explaining the flocculation of asphaltenes in terms of structural characteristics of monomers and aggregates/ M. Daaou, D. Bendedouch, Y. Bouhadda, et al.// Energy & Fuels, 2009. - vol. 23. - pp. 5556- 5563.

91.Kelland, M. A. Production Chemical for the Oil and Gas Industry/ M. A. Kelland. - CRC Press, 2014. - 454 p.

92.Lucas, E. F. Polymer science applied to petroleum production/ E. F. Lucas, C. R. E. Mansur, L. Spinelli, Y. G. C. Queirs// Pure and Applied Chemistry, 2009. - vol. 81(3). - pp. 473- 494.

93.Fortuny, M. Effect of salinity, temperature, water content, and pH on the microwave demulsification of crude oil emulsions/ M. Fortuny, C. B. Z. Oliveira, R. L. F. V. Melo, et al.// Energy Fuels, 2007. - vol. 21. - pp. 1358-1364.

94.Mullins, O. C. Asphaltenes, Heavy Oils, and Petroleomics/ O. C. Mullins, E. Y. Sheu, A. Hammami, A. G. Marshall. - New York: Springer-Verlag, 2007. - 670 p.

95.Asphaltenes, Heavy Oils, and Petroleomics: The Role of Asphaltenes in Stabilizing Water-in-Crude Oil Emulsions/ J. Sjoblom, P. V. Hemmingsen, H. - New York: Springer-Verlag, 2007. pp. 549-587.

96.Mat, H.B. Study on demulsifier formulation for treating Malaysian crude oil emulsion: PhD Thesis/ H.B. Mat. - Department of Chemical Engineering, Universiti Teknologi Malaysia, 2006.

97.Poteau, S. Influence of pH on stability and dynamic properties of asphaltenes and other amphiphilic molecules at the oil-water interface/ S. Poteau, J. F. Argillier, D., Pincet F. Langevin, E. Perez// Energy & Fuels, 2005. - vol. 19. - pp. 1337-1341.

98.Proceedings of the 3rd International Conference on Petroleum Phase Behaviour and Fouling. - New Orleans: AIChE, 2002. - 538 p.

99.Gafonova, O.V. Role of asphaltenes and resins in the stabilization of waterin-hydrocarbon emulsions: MSc. Thesis/ O.V. Gafonova. - The University of Calgary, 2000.

100. Wang, X.Y. Direct current electrorheological stability determination of water-in crude oil emulsions/ X. Y. Wang, V. J. Alvarado// The Journal of Physical Chemistry B, 2009. - vol, 113. - pp. 13811-13816.

101. Пат. 4737265 США. Water based demulsifier formulation and process for its use in dewatering and desalting crude hydrocarbon oils/ P. Marchant Jr., S.M. Lacy. Заявл. 23.01.1986; опубл. 12.04.1988.

102. Othmer, K. Encyclopedia of Chemical Technology, 3rd edition/ K. Othmer. -New York: wiley-Interscience, 1981. - vol. 8. - pp. 900-930.

103. Виноградов, В.М. Образование, свойства и методы разрушения нефтяных эмульсий/ В.М. Виноградов, В.А. Винокуров. - М.: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1996. - 32 с.

104. Хуторянский, Ф.М. Избранные труды 1977-2011г.г. Разработка и внедрение эффективности технологий подготовки нефти к переработке на электообессоливающихся установках (ЭЛОУ). Химико-технологическая защита от коррозии конденсационно-холодильного оборудования АТ(АВТ) НПЗ/ Ф.М. Хуторянский. - Уфа: ГУП ИНХП РБ, 2013. - 672 с.

105. Хуторянский, Ф.М. Новый нефтерастворимый деэмульгатор

отечественного производства/ Ф.М. Хуторянский, И.И. Потапочкина и др.// Мир нефтепродуктов. - 2003. - №З. - С.11-14.

106. Шехтер, Ю.Н. Маслорастворимые поверхностно-активные вещества/ Ю.Н. Шехтер, С.Э. Крейн, Л.Н. Тетерина. - М.: Химия, 1978. - 304 с.

107. J.O. Otaigbe. Natural & synthetic wax emulsifications/ J.O. Otaigbe, R.U. Duru, G.I. Airuehia // Proc. 36th Int. Conf. CSN, Minna, 2013. - vol. 2. - pp. 471479.

108. I.C.I. Americas, The HLB System: A Time-saving Guide to Emulsifier Selection, ICI Americas, Incorporated, 1984.

109. Adsorption Kinetics of Demulsifiers to an Expanded Oil/ Water Interface: Surfactant Adsorption and Surface Solubilization/ P. Breen; R. Sharma (ed.). -American Chemical Society, Washington DC, 1995, 418 p.

110. Малзрыкова, Е.В. Разработка композиционного деэмульгатора «Геркулес 1603 С»/ Е.В. Малзрыкова, Ф.М. Хуторянский, В.М. Капустин, Т.А. Антоненко// Материалы VI международной научно -технической конференции «Глубокая переработка нефтяных дисперсных систем»», г. Москва, 16 декабря 2011г, с. 25- 26.

111. Хуторянский, Ф.М. Разработка и внедрение нефтерастворимого деэмульгатора «Геркулес 1017»/ Ф.М. Хуторянский, В.Е. Сомов, В.П. Гошкин и др.//Сб. научн. тр. ООО "ПО Киришинефтеоргсинтез" и ООО НИФ "ИНЖЕНЕР-СЕРВИС ВНИИНП". М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2005. - С.116-145.

112. Малзрыкова, Е.В. Универсальный деэмульгатор для глубокого обессоливания нефти на ЭЛОУ НПЗ «Геркулес1603С»/ Е.В. Малзрыкова, Ф.М. Хуторянский, В.М. Капустин// Материалы XIII Международной научно -практической конференции ЮТЕСН-ЕМЕКОУ «Новые процессы, технологии и материалы XXI века в нефтяной отрасли»., г. Москва, 20 -21 ноября 2012г.

113. Хуторянский, Ф.М. Разработка и внедрение высокоэффективных технологий подготовки нефти на электрообессоливающих установках НПЗ:

дисс.доктора тех. наук/ Ф.М. Хуторянский. - М.: ОАО ВНИИНП, 2008г. - 362 с.

114. А.С. №1324282 (СССР). Состав для подготовки ловушечных эмульсий. / Хуторянский Ф.М. и др. Заявл. 19.06.85.

115. Пат. 2367682 РФ. Состав для глубокого обезвоживания и обессоливания водонефтяных эмульсий/ А.Р. Пантелеева. Заявл. 28.05.2008; опубл. 20.09.2009.

116. Пат. 2333927 РФ. Состав для разрушения стойких водонефтяных высоковязких эмульсий/ В.С Болычев и др. Заявл. 03.07.2006; опубл. 20.09.2008.

117. Пат. 2443754 РФ. Деэмульгатор/ Ф.С. Исмаилов и др. Заявл. 13.07.2010; опубл. 27.02.2012

118. Пат. 2422494 РФ. Деэмульгатор смоляного типа для разрушения стойких эмульсий типа вода в масле, способ его получения и средство / Е.А. Антипова и др. Заявл. 23.03.2010; опубл. 27.06.2011.

119. Пат. 2383583 РФ. Состав для обезвоживания, обессоливания и регулирования реологических свойств высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий/ Ю.А. Ковальчук и др. Заявл. 25.07.2008; опубл. 10.03.2010.

120. Пат. 2318865 РФ. Способ подготовки к переработке стойких ловушечных водонефтяных эмульсий/ В.Е. Сомов, Ф.М. Хуторянский и др. Заявл. 20.12.2006; опубл. 10.03.2008.

121. Пат. 1596737 БИ. Состав для подготовки ловушечных нефтяных эмульсий/ И.И. Асфаган и др. Заявл. 18.08.1988; опубл. 27.11.1999.

122. Пат. 2117689 РФ. Состав для обезвоживания и обессоливания нефти / А.И. Орехов и др. Заявл. 06.01.1997; опубл. 20.08.1998.

123. Пат. 2139316 РФ. Состав для обезвоживания и обессоливания нефти / А.И. Орехов и др. Заявл. 29.05.1997; опубл. 10.10.1999.

124. Пат. 2076135 РФ. Состав для обезвоживания и обессоливания нефти.

Заявл. 19.07.1995; опубл. 27.03.1997.

125. Пат. 2076134 РФ. Деэмульгатор для обезвоживания и обессоливания нефти / А.З. Габдулхакова и др. Заявл. 24.03.1995; опубл. 27.03.1997.

126. Пат. 2454449 РФ. Состав для обезвоживания и обессоливания водонефтяных эмульсий, обладающий защитным эффектом от коррозии/ Р.Р. Мингазов и др. Заявл. 12.05.2011; опубл. 27.06.2012.

127. Пат. 2174533 РФ. Состав для разрушения водонефтяных эмульсий и защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии/ А.Р. Пантелеева и др. Заявл. 04.07.2000; опубл. 10.10.2001.

128. Пат. 2147599 РФ. Состав для обезвоживания нефти, обладающий свойствами ингибитора сероводородной и микробиологической коррозии/ Г.А. Тудрий и др. Заявл. 11.03.1998; опубл. 20.04.2000.

129. Пат. 2126029 РФ. Состав для обезвоживания и обессоливания нефти и защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии / Г.А. Тудрий и др. Заявл. 11.03.1998; опубл. 10.02.1999.

130. Пат. 2549534 РФ. Состав для разрушения водонефтяных эмульсий и защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии/ М.А. Силин и др. Заявл. 29.11.2013; опубл. 27.04.2015.

131. Пат. 2250247 РФ. Состав для разрушения водонефтяных эмульсий и защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии и асфальтено-смоло-парафиновых отложений/ А.В. Каралюс и др. Заявл. 17.12.2003; опубл. 20.04.2005.

132. Пат. 2234526 РФ. Состав для разрушения водонефтяных эмульсий и защиты нефтепромыслового оборудования от асфальтено - смолопарафиновых отложений/ Ю.Г. Штырлин и др. Заявл. 16.10.2002; опубл. 20.08.2004.

133. Пат. 2227154 РФ. Состав для разрушения стойких водонефтяных эмульсий и защиты нефтепромыслового оборудования от асфальтено-смолопарафиновых отложений и коррозии/ Н.А. Лебедев и др. Заявл. 31.01.2002;

опубл. 20.04.2004.

134. Пат. 2213123 РФ. Состав для разрушения водонефтяных эмульсий и очистки сточных вод, обладающий эффектом ингибирования сероводородной, углекислотной коррозии и асфальтено - смолопарафиновых отложений/ А.М. Зотова и др. Заявл. 27.02.2002; опубл. 27.09.2003.

135. Пат. 2152976 РФ. Состав для обезвоживания и обессоливания нефти и ингибирования асфальтено-смолопарафиновых отложений/ Н.А. Лебедев и др. Заявл. 28.07.1999; опубл. 20.07.2000.

136. Kim, B.Y. Demulsification of water-in-crude oil emulsions by a continuous electrostatic dehydrator/ B.Y. Kim, J. H. Moon, T.H. Sung, S.M. Yang, J.D. Kim// Separation Science and Technology. - 2002. - vol. 37. - pp. 1307-1320.

137. Bartley, D. Heavy crudes, stocks pose desalting problems/ D. Bartley // Oil Gas J. - 1982. - vol.80 (5). - pp.117-124.

138. Manning, F. S. Oilfield processing, volume two: Crude oil/ F. S. Manning, R. E. Thompson. - Pennwell Corp., 1995. - 400 p.

139. Залищевский, Г.Д. Совершенствование технологии подготовки нефти и оборудования блоков ЭЛОУ/ Г.Д. Залищевский, В.П. Гошкин, Ф.М. Хуторянский// Нефтепереработка и нефтехимия. - 2001. - №3. - С.29-31.

140. Бергштейн, Н.В. Увеличение глубины обессоливания нефти на Красноводском НПЗ путем внедрения схемы рециркуляции дренажной воды/ Н.В. Бергштейн, И.Б. Кессель, Д.Н. Левченко// Нефтепереработка и нефтехимия. - 1979. - №3. - С.13-14.

141. Левченко, Д.Н. Результаты испытаний на ЭЛОУ схемы промывки нефти с рециркуляцией воды/ Д.Н. Левченко, Н.В. Бергштейн, Ф.М. Хуторянский, И.Б. Кессель и др.// Нефтепереработка и нефтехимия. - 1981. - №6. - С.3-5.

142. Хуторянский, Ф.М. Современное состояние установок обезвоживания и обессоливания нефти (ЭЛОУ) НПЗ. Пути совершенствования процесса и его

технического перевооружения/ Ф.М Хуторянский// Наука и технология углеводородов. - 2003. - №1(26). - С.10-23.

143. Панченков, Г.М. Поведение эмульсий во внешнем электрическом поле/ Г.М. Панченков, Л.К. Цабек. - М.: Химия, 1969.

144. Cunha, R. E. P. Mathematical modeling of the destabilization of crude oil emulsions using population balance equation/ R. E. P. Cunha, M. Fortuny, C. Dariva, A. F. Santos// Journal of Industrial & Engineering Chemistry Research, 2008. -Vol.47. - №.18. - pp. 7094-7103.

145. Chiesa, M. 15th Australasian Fluid Mechanics Conference, The University of Sydney, Sydney, Australia. 2004.

146. Melheim, J. A. Simulation of turbulent electrocoalescence/ J. A. Melheim, M. Chiesa// Chemical Engineering Science. 2006. - vol.61. - issue.14. - pp. 4540-4549.

147. Alves, R.P. How to establish a mathematical model for the electrostatic desalting process based on pilot plant studies/ R.P. Alves, R.C. Oliveira// SPE 102790.

- Society of Petroleum Engineers, Texas, 2006. - Vol. 5 (7). - pp 13-19.

148. Al-Otaibi, M. A computational intelligence based approach for the analysis and optimization of a crude oil desalting and dehydration process/ M. Al-Otaibi, A. Elkamel, V. Nassehi, S.A. Abdul-Wahab// Energy & Fuels. - 2005, 19 (6), 25262534.

149. Al-Otaibi, M. Modelling and optimizing of crude oil desalting process: Ph.D. Thesis/ M. Al-Otaibi. - Loughborough University, Leicestershire, England, 2004.

150. Agar. Agar's solution to desalting systems. Agar group. http://www.agarcorp.com, ApptNote3.htm System 3, 2000.

151. Anon, A. Static mixer improves desalting efficiency/ A. Anon// Oil Gas J. 1983.

- vol. 81 (42). - pp. 128-129.

152. Burris, D.R. How to design an efficient desalting system/ D.R. Burris// World Oil, 1978. -vol. 186. - №7. - pp. 150-156.

153. Wang, Y.J. The experiment of dehydration from crude oil by centrifuge/ Y.J. Wang, J.T. Cui// Journal of Chinese Oil-Gas field Surface Engineering, 1997. - vol. 16. - pp. 19-22.

154. Majumdar, S. Fuel oil desalting by hydrogel hollow fiber membrane/ S. Majumdar, A.K. Guha, K.K. Sirkar// Journal of Membrane Science, 2002. vol. 202. -pp. 253-256.

155. Tirmizi, N.P. Demulsification of water/oil/solid emulsions by hollow-fiber membranes/ N.P. Tirmizi, B. Raghuraman, J. Wiencek// American Institute of Chemical Engineers, 1996. - vol. 42. - pp. 1263-1276.

156. Bai, Z.S., Crude oil desalting using hydrocyclones/ Z.S. Bai, H.L. Wang// Institution of Chemical Engineers Journal, 2007. - vol. 85. - pp. 1586-1590.

157. Bai, Z.S. The experiments for desalting and dewatering of crude by hydrocyclones/ Z.S. Bai, H.L. Wang //Chinese Acta Petrolei Sinica, 2006. - vol. 22.

- pp. 56-60.

158. Popp, V.V., Dehydration and desalting of heavy and viscous crude oil produced by in-situ combustion/ V.V. Popp, V.D. Dinulescu// Journal of SPE Production and Facilities, 1997. - vol.12. - pp. 95-99.

159. Eow, J. S. Electrocoalesce-separators for the separation of aqueous drops from a flowing dielectric viscous liquid/ J. S. Eow, M. Ghadiri// Separation and purification technology, 2002. - vol. 29. - pp. 63-77.

160. Pruneda, E. F. Optimum temperature in the electrostatic desalting of maya crude oil/ E. F. Pruneda, E. Escobedo, F. Vazquez// Journal of the Mexican Chemical Society, 2005. - vol. 49. - pp. 14-19.

161. Frising, T. The liquid/liquid sedimentation process: from droplet coalescence to technologically enhanced water/oil emulsion gravity separators: a review/ T. Frising, C. Noïk, C. Dalmazzone// Journal of dispersion science and technology, 2006.

- vol. 27. - pp. 1035-1057.

162. Chiesa, M. Investigation of the role of viscosity on electrocoalescence of water droplets in oil/ M. Chiesa, S. Ingebrigtsen, J. A. Melheim, P. V. Hemmingsen, E. B. Hansen, 0. Hestad// Separation and purification technology, 2006. - vol. 50. - pp. 267277.

163. Mohammadi, M. Electrocoalescence of binary water droplets falling in oil: Experimental study/ M. Mohammadi, S. Shahhosseini, M. Bayat// Chemical Engineering Research and Design, 2014. - vol. 92. - pp. 2694-2704.

164. Mahdi, K. Characterization and modeling of a crude oil desalting plant by a statistically designed approach/ K. Mahdi, R. Gheshlaghi, G. Zahedi, A. Lohi// Journal of Petroleum Science and Engineering, 2008. - vol. 61. - pp. 116-123.

165. Bresciani, A.E. The kinetics of the coalescence of water droplets in crude oil emulsions subject to an electric field, with the cellular automata technique/ A.E. Bresciani, C. F. Mendonfa, R. Alves, C. A. Nascimento// Computers & Chemical Engineering, 2010. - vol. 34. - pp. 1962-1968.

166. Meidanshahi, V. Modeling and Optimization of Two Stage AC Electrostatic Desalter/ V. Meidanshahi, A. Jahanmiri, M. R. Rahimpour// Separation Science and Technology, 2012. - vol. 47. - pp. 30-42.

167. Raikar, N. B. Studies and population balance equation models for breakage prediction of emulsion drop size distributions/ N. B. Raikar, S. R. Bhatia, M. F. Malone, M. A. Henson// Chemical Engineering Science, 2009. - vol. 64. - pp. 24332447.

168. Mitre, J. F. Droplet breakage and coalescence models for the flow of water-in-oil emulsions through a valve-like element/ J. F. Mitre, P. L. Lage, M. A. Souza, E. Silva, L. F. Barca, A. O. Moraes, et al.// Chemical Engineering Research and Design, 2014. - vol. 92. - pp. 2493-2508.

169. Forero, J. New contact system in crude oil desalting process/ J. Forero, J, Diaz J. Duque, A. Nunez, et al// Ciencia Tecnología y Futuro, 2001. - vol. 2. - №2. - pp. 81-91.

170. Vafajoo, L. Influence of key parameters on crude oil desalting: An experimental and theoretical study/ L. Vafajoo, K. Ganjian, M. Fattahi// Journal of Petroleum Science and Engineering, 2012. - vol. 90. - pp. 107-111.

171. Emmanuel, J.A. Application of physico-technological principles in demulsification of water-in-crude oil system/ J. A. Emmanuel, J.E. Emmanuel// Indian Journal of Science and Technology, 2013. - vol.6. - №1.

172. Щепалов, А.А. Тяжелые нефти, газовые гидраты и другие перспективные источники углеводородного сыря: Учебно-методическое пособие/ А.А. Щепалов. - Нижний Новгород: Нижегородский госуниверситет, 2012. - 93 с.

173. Муслимов, Р.Х. Комплексное освоение тяжелых нефтей и природных битумов пермской системы Республики Татарстан/ Р.Х. Муслимов, Г.В. Романов, Г.П. Каюкова и др. - Казань: изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2012. -396 с.

174. Муслимов, Р.Х. Стратегия развития нефтебитумного комплекса Татарстана в направлении воспроизводства ресурсной базы углеводородов/ Р.Х. Муслимов, Г.В. Романов, Г.П. Каюкова и др.// Нефть. Газ. Новации. - 2012. - № 2. - С. 21-29.

175. Муслимов, Р.Х. Перспективы тяжелых нефтей/ Р.Х. Муслимов, Г.В. Романов, Г.П. Каюкова, Т.Н. Юсупова, С.М. Петров// ЭКО. - 2012. - №.1. -С.35-40.

176. Артеменко, А. Вязкое дело / А. Артеминко, В. Кащавцев // Нефть России, 2003, - № 11. - С. 30 - 33.

177. Williams, В. Heavy hydrocarbons playing key role in peak-oil debate, future energy supply/ В. Williams// Oil & Gas Journal. - 2003. - July 28.

178. Хисомов, Р.С. Эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти: Учебное пособие/ Р.С. Хисомов. - Альметьевск, 2007. - 173 с.

179. Липаев, А.А. Разработка месторождений природных битумов: Учебное пособие/ А.А. Липаев, З.А. Янгуразова. - Альметьевский государственный нефтяной институт, 2007. - 92 с.

180. The Leading Edge, Special Section - Heavy Oil/ Society of Exploration Geophysicists, 2008. -Vol. 27. - No. 8.

181. Поконова, Ю.В. Нефтяные битумы/ Ю.В Поконова. - СПБ.:Изд-во «Синтез», 2005. - 154 с.

182. James G. Speight. Petroleum refining processes/ James G. Speight, Baki Ozum. - New York: Marcel Dekker inch, 2002. - 695 p.

183. Надиров, Н.К. Технология повышения нефтеизвлечения/ Н.К. Надиров, Г.Г. Вахитов, С.В. Сафранов и др. - Алма-Ата, 1982. - 273 с.

184. Халимов, Э.М. Геолопгя месторождений высоковязких нефтей СССР: Справ, пособие/ Э.М. Халимов, И.М. Климушин, Л.Н. Фердман. -М: Недра, 1987. - 174 с.

185. Байбаков, Н.К. Термические методы добычи нефти в России и за рубежом/ Н.К. Байбаков, А.Р. Гарушев, Д.Г. Антониади, В.Г. Ишханов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 181 с.

186. Халикова, Д. А. Обзор перспективных технологий переработки тяжелых высоковязких нефтей и природных битумов/ Д. А. Халикова, С. М. Петров, Н. Ю. Башкирцева// Вестник казанского технологического университета. - 2013. -№3. - С. 217-221.

187. Евгения Данилова. Тяжелые нефти России/ Евгения Данилова// The Chemical Journal. - декабрь 2008.

188. Полищук, Ю.М. Высоковязкие нефти: Анализ пространственных и временных изменений физико-химических свойств/ Ю.М. Полищук, И.Г. Ященко// Нефтегазовое дело. - 2005. - т.1.

189. Heavy beads stress desalting other operations// Oil and Gas journal, 1984. -№21. - pp.149-152

190. Хуторянский, Ф.М. Исследования процесса обезвоживания и обессоливания на ЭЛОУ тяжелой высоковязкой нефти верблюжьего месторождения Астраханской области/ Ф.М. Хуторянский, Ахмади Соруш, Уэй Доссо, Солтани Бехназ// Мир нефтепродуктов вестник нефтяных компаний. -

2015. - №3. - С.20-26.

191. Ахмади Соруш. Моделирование электрообессоливающей установки для подготовки тяжелых нефтей/ Ахмади Соруш, Ф.М. Хуторянский, Солтани Бехназ// IX Международный промышленно-экономический форум «Стратегия объединения: решение актуальных задач нефтегазового и нефтехимического комплексов на современном этапе», г. Москва, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина 24-25 ноября 2016 г.

192. Ахмади Соруш. Современные высокоэффективные деэмульгаторы для обезвоживания и обессоливания водонефтяных эмульсий (обзор патентов)/ Ахмади Соруш, Ф.М. Хуторянский, Солтани Бехназ// Промышленный сервис. -

2016. - №4. - С.3-10.

193. Доссо Уэй. Эффективный композиционный деэмульгатор для разрушения водонефтяных эмульсий с аномально высоким содержанием мехпримесей/ Доссо Уэй, Ф.М. Хуторянский, Ахмади Соруш , С.С. Анджаев, Е.В. Ергина// Нефтепереработка и нефтехимия. - 2015. - N0 9. - С.3-8.

194. Ахмади Соруш. Подбор реагентов-деэмульгаторов для глубокого обессоливания тяжелых нефтей/ Ахмади Соруш, Ф.М. Хуторянский, Солтани Бехназ// Международная научно-практическая конференция «Новшества в области технических наук», Тюмень, 25 декабря 2016 г., Сборник научных трудов С. 42-44.

195. Нефти СССР (справочник): том I. Нефти северных районов европейской части СССР и Урала. - Изд. "Химия", Москва, 1971. - 504с.

196. Нефти СССР (справочник): том II. Нефти среднего и нижнего поволжья. -Изд. "Химия", Москва, 1972. - 392с.

197. Нефти СССР (справочник): том III. Нефти Кавказа и западных районов европейской части СССР. - Изд. "Химия", Москва, 1972. - 616с.

198. Нефти СССР (справочник): том IV. Нефти средней Азии, Казахстана, Сибири и о.Сахалин. - Изд. "Химия", Москва, 1974. - 792с.

199. Батуева, И. Ю. Химия нефти/ И. Ю. Батуева, А. А. Гайле, Ю.В. Поконова и др. - Л.: Химия, 1984. - 360 с.

200. Ахмади Соруш. Моделирование электрообессоливающей установки для подготовки тяжелых нефтей/ Ахмади Соруш, Ф.М. Хуторянский, Солтани Бехназ// Технологии нефти и газа. - 2017. - №1. - С.3-9.

201. Ахмади Соруш. Прогнозирование основных свойств и характеристик, влияющих на устойчивость эмульсий тяжелых нефтей/ Ахмади Соруш, Ф.М. Хуторянский, Солтани Бехназ// Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. - 2017. - №5. - С. 34-40.

202. Ахмади Соруш. Математическое моделирование и оптимизация процесса обезвоживания и обессоливания тяжелых нефтей/ Ахмади Соруш, Ф.М. Хуторянский, Солтани Бехназ// Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. - 2017. - №11. - С. 16-24.

203. Ахмади Соруш. Разработка высокоэффективного композиционного деэмульгатора для подготовки тяжелых высоковязких нефтей/ Ахмади Соруш, Ф.М. Хуторянский, Е.В. Ергина// Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. - 2018. - №2. - С. 8-13.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1

Перечень патентов последнего двадцатилетия на композиционные деэмульгаторы для подготовки нефти на промыслах и обессоливания и обезвоживания на блоках

ЭЛОУ НПЗ

№ Патенты РФ

Номер регистрации Индекс МПК Дата (год) публикации

1 2549534 010033/04 2015г

2 2485160 010033/04 2013г

3 2454449 010033/04 2012г

4 2443754 010033/04 2012г

5 2422494 010033/04 2011г

6 2383583 010033/04 2010г

7 2367682 010033/04 2009г

8 2333927 010033/04 2008г

9 2316578 010033/04 2008г

10 2305124 010033/04, 008018/48 2007г

11 2278145 010033/04 2006г

12 2263133 010033/04 2005г

13 2259386 010033/04 2005г

14 2250247 010033/04 2005г

15 2250246 010033/04 2005г

16 2245355 010033/04

17 2244733 010033/04 2005г

18 2234526 010033/04 2004г

19 2234527 010033/04 2004г

20 2242500 010033/04 2004г

21 2227154 010033/04 2004г

22 2197513 010033/04, 008063/66 2003г

23 2213123 010033/04 2003г

24 2201430 010033/04 2003г

25 217S449 C10G33/04, C10G33/06 2002г

2б 21S6S27 C10G33/04 2002г

27 2174533 C10G33/04 2QQ1г

2S 2153521 C10G33/04 2000г

29 2152424 C10G33/04 2000г

30 215739S C10G33/04 2000г

31 215520б C10G33/04, B01D17/05 2000г

32 213931б C10G33/04 1999г

33 212б029 C10G33/04 1999г

34 2141502 C10G33/04 1999г

35 159б737 C10G33/04 1999г

3б 21176S9 C10G33/04 1998г

37 2107711 C10G33/04 1998г

3S 21057S9 C10G33/04 1998г

39 207149S C10G33/04 1997г

40 207б135 C10G33/04 1997г

41 20S9593 C10G33/04 1997г

42 207б134 C10G33/04 1997г

43 20S6606 C10G33/04 1997г

44 206547S C10G33/04 1996г

45 20б7492 C10G33/04 1996г

Приложение 2

Основные свойства и характеристики нефтей

№ Нефть Р 8 Ц Па См Ас

1 Западнотэбукская 0.849 0.7 5.72 3.75 13.7 1.54

2 Джъерская 0.843 0.7 4.26 7.9 10.4 0.99

3 Нижнеомринская 0.8225 0.22 3.14 3.03 5 0.05

4 Майкорская 0.8713 1.83 9.36 4.61 15.49 3.3

5 Васильевская 0.8591 1.6 6.63 4.5 12.74 2.26

6 Истокская 0.8296 0.37 3.15 6.06 7.78 0.1

7 Ольховская 0.8022 0.6 3.05 4.18 6.8 0

8 Яринская свиты А 0.8235 0.69 2.87 6.55 8.17 0.58

9 Каменноложская 0.811 0.63 2.98 4.05 5.18 0

10 Шалашн ен ская 0.8147 0.75 2.51 6.14 6.5 1.52

11 Межевская 0.8332 0.8 4.09 2.78 8.9 0.95

12 Полазненская 0.8396 0.8 5.53 6.23 9.6 0.4

13 Северокамская 0.841 0.7 4.1 7.3 7.1 0.51

14 Лобановская 0.8258 0.91 3.6 5.38 2.95 0.3

15 Козубаевская 0.8516 1.41 3.74 6.71 8.3 1.44

16 Ожгинская 0.8304 1.32 2.2 - 6.5 0.6

17 Кыласовская 0.8491 1.26 3.62 7.3 6.5 0.5

18 Троельжан ская 0.8516 1.62 5.32 3.97 14.12 0.69

19 Ергачинская 0.8061 1.51 3.47 5 8.8 0

20 Мазунинская 0.8657 1.72 6.33 3.1 12.74 2.44

21 Осинская 0.8719 2.3 7.1 3.81 10.83 1.9

22 Утяйбашская 0.8908 2.2 10.91 2.7 16.36 -

23 Асюльская 0.8625 2.2 6.8 4.58 14.33 1.94

24 Улыкская 0.8746 2.31 8.81 2.53 15.48 -

25 Танылская 0.8862 1.81 6.45 3.2 16.49 3.45

26 Павловская 1 0.8958 2.95 13.82 2.04 18.1 6.04

27 Павловская 2 0.8761 2.2 8.44 2.89 12.38 4.26

28 Степановская 0.8688 1.8 9.32 7.35 - 1.68

29 Гожанобыркинская 0.9161 3.98 32.2 2.65 20.6 8.86

30 Куединская 0.883 2.02 10 2.3 16 5.27

31 Травнинская 0.8414 1.3 6.14 3.79 16.57 4.62

32 Ножовская 1 0.8733 2.3 8.14 4.7 16.47 4.55

33 Ножовская 2 0.8806 2.44 8.45 2.82 18.1 -

34 Ножовская 3 0.9041 3.4 30.54 4.31 - 6.66

35 Шумовская 0.9007 2 20.73 2.2 20.2 2.6

36 Мускульинская 0.9243 3.24 54.2 3.36 25.93 5.67

37 Золотаревская 0.9175 1.9 43.8 - 22 -

38 Чутырская 0.8824 2.85 10.58 5.8 17 6

39 Киенгопская 0.8833 3 9.9 4 17.2 4.7

40 Мишкинская 0.9213 3.44 28.21 - - 4

41 Гремихинская 0.9165 3.3 50.2 2.7 - 8.2

42 Вятская 0.8858 2.62 11.9 3 18.3 6.3

43 Архангельская 0.8535 2.65 4.45 4.6 11.3 2.1

44 Воядинская 0.905 3.44 21.2 - 22.7 6.78

45 Югомашев ская 0.8853 2.2 8.3 2.65 14.9 -

46 Черырмановская уг 0.8997 2.73 15.7 3.6 15.9 5.5

47 Черырмановская ба 0.8722 2.3 5.3 3.64 16.6 4.4

48 Игровская уг 0.8981 2.7 17 3.73 18 -

49 Игровская вер 0.8605 1.76 4.5 3.13 13.4 2.31

50 Чераульская 0.895 3.19 16.89 3.31 21 9.52

51 Орьебашская 0.8854 2.55 10.7 5.34 - 4.21

52 Уразаевская 0.8952 2.65 19.02 4.9 17.3 8.2

53 Новохазинская 0.895 2.93 16.4 3.1 19.9 8.2

54 Арланская тов 0.8918 3.04 13.5 3.4 16.6 5.8

55 Арланская 0.878 2.68 6.8 4.6 - 9.3

56 Юсуповская 0.8965 3.03 14.8 3.3 20.5 5.2

57 Кушкульская 0.895 3.18 14.9 2.6 20.6 7.5

58 Чекмагушская дев 0.8981 3.1 19.2 4.03 21.7 8

59 Чекмагушская уг 0.8862 3.15 11.9 4 17.9 3.6

60 Шелкан ов ская 0.898 4.45 11.1 2.83 17.9 4.4

61 Карачаелгинская 0.9118 4.53 28.7 - 23.3 -

62 Волковская 0.8802 3.15 7.6 3.5 12.3 3.2

63 Сергеевская 0.8703 2.08 7.8 2.9 13.6 1.7

64 Туймазинская 0.856 1.44 5.1 4.1 9.6 3.4

65 Александровская уг 0.885 2.58 9.6 4.4 15.2 5.5

66 Александровская дев 0.8466 1.3 4.45 3.7 12.2 2.62

67 Шкаповская 0.8624 1.6 5.88 4.1 10.8 3.3

68 Знаменская 0.898 3.34 17.4 3.4 19.3 6.6

69 Введеновская 0.8481 2.12 3.9 3.88 11.1 1.16

70 Тереклинская 0.846 2.42 3.9 2.5 11.8 2.5

71 Староказанковская 0.8687 2.38 6.13 2.92 18.3 2.81

72 Кумертауская 0.9082 3.66 27.7 2.1 19.9 5.6

73 Ромашкинская паш 0.862 1.61 5.9 5.1 10.24 4

74 Ромашкинская угл 0.8909 3.5 12.3 3.5 14 5.2

75 Новоелхская 0.8663 1.68 6.6 4.1 10.68 -

76 Акташская 0.8621 1.67 6.08 3.8 7.25 3.8

77 Бавлинская паш 0.846 1.4 4.3 4.3 5.1 3

78 Бавлинская угл 0.8831 2.8 9.8 4.1 13.8 6.1

79 Бондюжская 0.871 2.15 7.9 4 13.2 2.7

80 Нурлатская 0.87 1.76 7.4 4.1 10 4.3

81 Шутуровская 0.8854 2.7 12.3 3.3 14.4 5.6

82 Елабужская 0.8734 2.03 7.52 4.2 10 3.9

83 Тавельская 0.8646 1.8 6.7 4.4 13.8 4.7

84 Ульяновская кын 0.8725 1.9 7.6 4.3 - 5.3

85 Ульяновская угл 0.9009 3.5 21 3.5 15.1 7.4

86 Комаровская 0.8706 2 7.71 4.8 12.1 3.1

87 Бастрыкская 0.8662 2.7 7 3.8 11.8 -

88 Озерная 0.8735 2.49 7.1 4.3 12.9 2.8

89 Салаушская 0.8727 2.2 8.3 4.1 11.16 1.8

90 Крымсарайская 0.8464 1.4 4.3 4.5 5.5 2.7

91 Фоминовская 0.91 3.12 25.3 4 - 7.3

92 Никольская 1 0.8257 0.96 3.63 4.5 2.87 0.66

93 Никольская 2 0.824 0.8 2.58 3.1 7.8 0.2

94 Пронькинская 1 0.8228 1.45 3.08 2.68 7.35 0.51

95 Пронькинская 2 0.8504 2.1 6.32 4.5 11.6 2.7

96 Бобровская 1 0.8112 0.95 2.64 1.86 4.69 1.81

97 Бобровская 2 0.8324 1.7 3.37 3.67 8.9 1.28

98 Родинская 1 0.8573 1.95 4.87 2.45 14.9 2

99 Родинская 3 0.9331 4.87 35.81 3.72 24.8 -

100 Пакровская ту 0.8477 2.08 4.87 4.62 - 2.4

101 Пакровская бо 0.853 2.2 4.46 6.82 9.63 3

102 Твердиловская 0.8322 1.72 3.98 4.8 12.98 0.93

103 Воронцовская 0.8748 1.3 6.98 6.2 - 1.9

104 Могутовская 0.8967 3 18.16 3.96 21.13 7.15

105 Пан омари ев ская 0.8416 1.14 5.13 4.28 9.02 1.02

106 Самодуповская 0.8726 2.14 6.72 5.4 14.11 3.84

107 Ефремозыковская 1 0.868 2.02 5.77 4.67 15.52 2.91

108 Ефремозыковская 2 0.8825 2.35 9.22 5.35 17.1 4.77

109 Ашировская 0.8088 0.48 2.34 3.85 4.8 0

110 Тархановская 0.8795 2.96 10.6 4.6 17.6 4.15

111 Султангуловская 0.8885 2.02 14.36 7.08 20.54 4.96

112 Красноярская 1 0.8661 2.55 7.29 5.46 11.48 3.18

113 Бутуруслан ская 0.8928 2.7 10.9 3.9 - 1.51

114 Новостепановская 0.8635 2.7 8.7 5.6 - 1.67

115 Байтуганская 1 0.889 2.8 11.9 5.3 13.17 4.7

116 Байтуганская 2 0.8931 3.2 14.52 4.2 21.1 4.5

117 Восточн осуслов ская 0.8465 0.24 4.63 9.6 7.5 0.24

118 Приволжская 0.823 0.47 2.69 8.5 6.3 0.41

119 Советская 0.8195 0.26 2.93 6.6 4.4 0.6

120 Степновская 0.8457 0.37 5.07 - 5.4 0.63