Разработка технологии глубокого обезвоживания и обессоливания тяжелых высоковязких нефтей тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.17.07, кандидат наук Доссо Уэй

• Доссо Уэй
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Доссо Уэй

Введение

Глава 1. Подготовка нефти к переработке на нефтеперерабатывающих предприятиях. Теория и практика процесса (Аналитический обзор литературы)

1.1 Требования, предъявляемые к качеству нефти, поступающей на переработку на НПЗ

1.2 Вредные примеси, оказывающие коррозионное воздействие на оборудование при переработке нефти и ухудшающие качество получаемых нефтепродуктов

1.3 Водонефтяные эмульсии, их образование, стабилизация и способы разрушения

1.3.1 Образование водонефтяных эмульсии, их классификация, физико-химические свойства

1.3.2 Устойчивость водонефтяных эмульсий, их старение. Стабилизаторы водонефтяных эмульсий

1.3.3 Способы разрушения водонефтяных эмульсии

1.3.4 Поверхностно-активные вещества - деэмульгаторы водонефтяных эмульсий

1.4 Тяжелые высоковязкие нефти

1.5 Существующие технологии подготовки нефти к переработке на НПЗ. Оборудование процесса. Используемые на НПЗ РФ деэмульгаторы для разрушения водонефтяных эмульсий

1.6 Заключение и постановка задач диссертационной работы

Глава 2. Материалы и методы исследований

2.1 Физико-химические свойства исследуемой нефти

2.2 Оценка эмульсионности нефтей

2.3 Оценка эффективности различных деэмульгаторов при разрушении водонефтяных эмульсий исследуемых нефтей

2.4 Пилотная электрообессоливающая установка (ЭЛОУ) «ВНИИНП» ... 73 Глава 3. Лабораторные исследования водонефтяной эмульсии тяжелой высоковязкой нефти Верблюжьего месторождения Астраханской области

3.1 Эмульсионность нефти Верблюжьего месторождения Астраханской области

3.2 Оценка эффективности различных деэмульгаторов при разрушении водонефтяных эмульсий исследуемой нефти. Выбор эффективных деэмульгаторов

3.3 Разработка нового композиционного деэмульгатора для разрушения водонефтяных эмульсий с повышенным содержанием механических

примесей

Глава 4. Разработка технологии глубокого обезвоживания и обессоливания нефти Верблюжьего месторождения Астраханской области

4.1 Статистический анализ экспериментальных данных на пилотной ЭЛОУ по обезвоживанию и обессоливанию нефти верблюжьего месторождения Астраханской области

4.2 Рекомендации по технологии глубокого обезвоживания и обессоливания тяжелой нефти Верблюжьего месторождения Астраханской области на ЭЛОУ НПЗ мощностью 500 тыс. тонн в год

Выводы

Литература

Введение

Расширение добычи нефтей, в том числе тяжелых и высоковязких, в ряде случаев приводит к образованию водонефтяных эмульсий с аномально высокой агрегативной устойчивостью. Подготовка таких нефтей к переработке на ЭЛОУ НПЗ требует специальных технологий, оборудования и реагентов.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка технологии глубокого обезвоживания и обессоливания тяжелых высоковязких нефтей»

Актуальность работы:

Россия, наряду с рядом стран (Канада, Венесуэла, США) является страной, в которой разведаны большие запасы тяжелых высоковязких нефтей. Подготовка к переработке таких нефтей, образующих с водой стойкие эмульсии, осложнено малой разностью плотностей пластовой воды и нефти, высокой вязкостью и зачастую и повышенным содержанием механических примесей.

Выработка месторождений обычной нефти, их нестабильная цена на мировом рынке и постоянный рост глобального потребления топлива приводят к росту добычи тяжёлых нефтей и природных битумов. Переработка этих нефтей с помощью существующих методов в том числе подготовка их к переработке представляет много трудностей, поэтому настоящая работа, посвященная разработке технологии подготовки к переработке на ЭЛОУ НПЗ тяжелых высоковязких нефтей является актуальной. Тяжелые и высоковязкие обводненные нефти, даже с низким содержанием парафинов, не только вызывают усложнение ее транспорта, но и в дальнейшем нарушают технологические режимы переработки, приводя к большим денежным затратам. Поэтому эти нефти должны подвергаться сначала промысловой подготовке для максимально удаления из них возможного количества эмульгированной пластовой воды и затем на НПЗ, где они проходят глубокое обессоливание и обезвоживание до достижения требований современных норм.

Цель и основные задачи работы:

Целью работы являлась разработка технологии подготовки к переработке на ЭЛОУ НПЗ тяжёлых высоковязких нефтей на примере нефти Верблюжьего месторождения Астраханской области.

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

а) исследовать физико-химические характеристики нефти и её смесей с разбавителем, зависимости плотности и вязкости нефти и её смесей от температуры, осуществить выбор разбавителя среди двух;

б) исследовать эмульсионность нефти и её смеси с выбранным разбавителем;

в) на основании результатов исследований по этапам а) и б) составить диапазон рабочих температур и соотношений «нефть: разбавитель»;

г) подобрать эффективный деэмульгатор;

д) экспериментально определить на пилотной ЭЛОУ оптимальные параметры технологического режима процесса глубокого обезвоживания и обессоливания нефтей;

е) математически обработать экспериментальные данные с построением математической модели.

Научная новизна:

Научная новизна исследования заключается в следующем: - Впервые осуществлен комплекс исследований водонефтяных эмульсий тяжелой и высоковязкой нефти Верблюжьего месторождения;

- Впервые исследованы технологические параметры процесса подготовки тяжелой и высоковязкой нефти на пилотной электрообессоливающей установке (ЭЛОУ), выполнена математическая обработка с построением математической модели;

- Разработан новый композиционный деэмульгатор для разрушения водонефтяных эмульсий.

Практическая ценность и реализация в промышленности:

Полученные экспериментальные данные использованы для разработки технологий обезвоживания и обессоливания тяжелой высоковязкой нефти Верблюжьего месторождения Астраханской области, которые, с свою очередь, использованы специалистами лаборатории технологий подготовки нефтей к переработке ОАО ,,ВНИИ НП'' при разработке исходных данных для проектирования промышленной ЭЛОУ мощностью 500 тыс.тонн в год.

Апробация работы:

Основные положения работы доложены на научном семинаре в ОАО,,ВНИИ НП" и на Международной научно-практической конференции „Нефтегазопереработка - 2014" в г. Уфа 22-23.04.2014 г.

Публикации:

По теме диссертации опубликовано:

1. Тезисы доклада: Хуторянский Ф.М., Ахмади Соруш, Доссо Уэй ,,Исследование по технологии обезвоживания и обессоливания на ЭЛОУ тяжелых и высоковязких нефтей'', Международная научно Практическая Конференция„Нефтегазопереработка - 2014", Уфа, с. 5-7.

2. Тезисы доклада: Хуторянский Ф.М., Цветков А.Л., Ергина Е.В., Краюшкин А.П., Доссо Уэй,, Современные реагенты для комплексной химико-технологической защиты от коррозии установок первичной переработки нефти, Там. же, с. 152.

3. Статья: Хуторянский Ф.М., Ахмади Соруш, Доссо Уэй,

Солтани Бехназ // Исследования процесса обезвоживания и обессоливания очень тяжелой высоковязкой нефти Верблюжьего месторождения Астраханской области // Мир нефтепродуктов, 2015, №3, С 10-16

4. Статъя: Доссо Уэй, Хуторянский Ф.М., Ахмади Соруш, Ергина Е.В., Анжаев С.С., // Эффективность композиционный состав деэмульгатор для разрушения водонефтяных эмульсий с аномально содержанием мехпримесей // Нефтепереработка и Нефтехимия, 2015 (№ 9, с. 3-7).

5. Тезисы доклада: Хуторянский Ф.М., Ахмади Соруш, Доссо Уэй, Ергина Е.В.. "Эффективный композиционный деэмульгатор для разрушения водонефтяных эмульсий с аномально высоким содержанием мехпримесей". VIII Международный промышленно-экономический форум и стратегия объединения: Решение актуальных задач нефтегазового и нефтехимического комплексов на современном этапе. Москва, 19-20 ноября 2015 г.,

с. 84-86.

Объем и структура диссертации: Диссертационная работа изложена на 133 страницах машинописного текста. Работа состоит из введения, четырех глав, выводов и списка литературы из 135 наименований.

ГЛАВА 1. Подготовка нефти к переработке на нефтеперерабатывающих предприятиях. Теория и практика процесса (Аналитический обзор литературы)

1.1 Требования, предъявляемые к качеству нефти, поступающей на переработку на НПЗ.

Многолетний опыт эксплуатации месторождений показал, что неизбежным спутником нефти является вода. Одним из способов интенсификации разработки нефтяных месторождений является поддержание пластового давления путем закачки воды в продуктивные горизонты. Однако наряду с продлением фонтанного периода значительно сокращается безводный период эксплуатации, и вскоре на поверхность вместе с нефтью выносится все большее количество пластовой воды, для отделения которой и создаются на нефтепромыслах установки по подготовке нефти. Современные нефтехимические комплексы производят различные высококачественные масла и топлива, а также новые виды химической продукции. Качество этих продуктов зависит от качества исходного сырья, то есть от сырой нефти. Если в прошлом, на технологических установках нефтеперерабатывающих заводов использовались для переработки, обессоленные нефти, содержащие

-5

10-30 мг / дм минеральных солей, то в настоящее время строго требуется нефть с пониженным содержанием солей в обессоленной нефти а именно 3-5

-5

мг/дм [1,2].

При контакте с разновидными солями нефтепромысловое оборудование

подвергается коррозионному износу с последующими отрицательными

технологическими, экономическими и экологическими последствиями.

Поэтому в процессе сбора, транспорта и подготовки нефти на промыслах

применяют технологии по снижению или предотвращению коррозионного

разрушения нефтепромыслового оборудования, являющиеся одним из

основных факторов снижения вредного воздействия на окружающую среду и

8

стабильного ведения целенаправленных технологий разделения продукции скважин на составляющие фазы: нефть, минерализованную воду, нефтяной газ и при необходимости механические примеси и соли. При этом каждая из фаз должна отвечать отраслевым требованиям.

Товарная нефть, поставляемая потребителю, согласно ГОСТ Р51858-2002, подразделяется на три группы. При этом в каждой из групп содержание воды не должно превышать 0,5, 0,5 и 1,0% масс., содержание хлористых солей не

-5

должно превышать 100, 300 и 900 мг/дм соответственно, а механических примесей должно быть не более 0,05% масс [3].

Загрязненность воды, утилизируемой в систему поддержания пластового давления, нефтепродуктами и механическими примесями не должна

-5

превышать по 50 мг/дм для каждой группы [4].

Подготовка нефтей к переработке проводится в два этапа: на промысле и непосредственно на нефтеперерабатывающем заводе. В добываемой на промыслах нефти содержание воды меняется в широких пределах (от долей процента до 90 % в старых скважинах). На промыслах проводят первичную подготовку нефти - ее термохимическое обезвоживание без разбавления пресной водой (при неизменной концентрации солей в воде). Содержание воды уменьшается с 5-50 до 0,5-10 % масс.. В ряде случаев нефть вторично промывают чистой водой для удаления хлоридов и отстаивают в резервуарах установок подготовки нефти с применением деэмульгаторов. На промыслах требуется максимально удалять из нефти максимально возможное количество эмульгированной пластовой воды, которую обычно закачивают обратно в скважины для поддержания пластового давления. Окончательное обезвоживание и обессоливание нефти проводят на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) на специальных электрообессоливающих установках. Минерализацию (соленость) пластовой воды определяют количеством сухого вещества после выпарки 1 л воды, а соленость нефтей выражают в мг хлоридов (в пересчете на №0), находящихся в 1 л нефти. Этот показатель

-5

для нефти, поступающей на НПЗ, не должен быть более 900 мг/дм , а для

нефти, идущей на перегонку - не более 3-5 мг/дм . Соответственно, количество воды в нефти не должно превышать 0,1% и 0,2% [5] и содержание механических примесей не должно превышать 0,001% по массе [6,7].В настоящее время, в связи с тенденцией углубления переработки нефти эти показатели могут быть ужесточены.

Таблица1.1

Требования к нефти, поступающей на НПЗ Группы нефтей по ГОСТ Р 51858-2002

Наименование показателей Норма для группы

1 2 3

1. Массовая доля воды, %, не более 0,5 0,5 1,0

2. Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более 100 300 900

3. Массовая доля механических примесей, %, не более 0,05

4. Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст). не более 66,7 (500) 66,7 (500) 66,7 (500)

5. Содержание хлорорганических соединений, ррм Не нормируется. Определяется обязательно

Требования к нефти, поступающей на переработку

Наименование показателей Норма

1. Массовая доля воды, %, не более 0-0,3

2. Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более 3-5

1.2 Вредные примеси, оказывающие коррозионное воздействие на оборудование при переработке нефти и ухудшающие качество получаемых нефтепродуктов.

Нефть представляет собой многокомпонентную смесь, в основном углеводородов разного строения с различной молекулярной массой и с небольшой примесью неуглеводородных соединений. При добыче,

транспортировании и переработке нефти коррозионное действие на оборудование и трубопроводы оказывают, главным образом, неуглеводородные примеси нефти (сероводород, соленая вода, кислород). В нефтях разных месторождений они содержатся в различных количествах. Все примеси нефти, оказывающие коррозионное воздействие, можно разделить на две группы: олеофобные и олеофильные [8,9]. К олеофобным относятся те, которые по своей природе не растворимы в нефти — это вода и растворенные в ней неорганические соли, а также твердые соли, механические примеси (песок, глина), свободный сероводород и др. Эти примеси находятся в другой фазе, диспергированной в нефти [10] и их содержание в нефти строго определяется по требованиям ГОСТ 51858-02 [3].

Олеофобные примеси

Нефть, поступающая из скважин, как правило, содержит в себе большое количество воды, солей, механических примесей, попутных газов.

Таблица 1.2

Содержание олеофильных примесей в сырой нефти, поступающей на НПЗ

Вода, % об. 0,1-1,0

Хлористые соли, мг/дм3 10-3000

Механические примеси, % масс. 0,005-0,05

Сероводород, % масс. 0-0,5

Пластовые воды. Примерно 60 - 70 % всей нефти добывается в обводненном состоянии. Начальный период разработки нефтяных месторождений -это период эксплуатации фонтанирующих скважин, который характеризуется добычей нефти с малым содержанием воды. Однако при эксплуатации на каждом месторождении наступает такой период, когда из пласта вместе с нефтью начинает поступать вода во все возрастающих количествах. При извлечении смеси нефти с пластовой водой образуется эмульсия [11]. Вода,

содержащаяся в нефти склонна оседать в низких местах трубопровода, вызывая в них коррозию. В местностях с холодным климатом вода, оседающая на дне, может замерзнуть и закупорить трубопровод, который от этого может разрушаться. Наличие в нефти хотя бы и небольшого количества воды в виде эмульсии сильно повышает стоимость ее перекачки, так как объём жидкости увеличивается и вязкость ее возрастает. Величина этого увеличения вязкости находится в прямой зависимости от типа перекачиваемой нефти и от степени дисперсности воды в нефти. Сырая нефть продается на основе градуса API и нефти с высоким градусом API имеют высокую цену. Вода уменьшает градус API нефти и снижает цену ее продажи [12,13]. По данным Woelflin'a [14] наличие эмульсии влияет на вязкость нефтей. Основываясь на цифровых данных, Woelflin утверждает: «на каждый дополнительный процент воды расход на перекачку нефти увеличивается на 1% вследствие увеличения объема жидкости. Кроме того, растет и стоимость электроэнергии, необходимой для перекачивания нефти, обладающей повышенной вязкостью. Стоимость электроэнергии можно считать примерно пропорциональной вязкости. На каждый дополнительный 1 % воды оставшейся в нефти по вине нефтепромышленника, расходы на транспорт увеличатся в 3-5 раз при каждой перекачке. Наличие воды в нефти отрицательно сказывается на многих технологических процессах [11,15]:

- приводит к интенсивному ее вспениванию в ректификационных колонн НПЗ и нарушает технологические режимы переработки;

- загрязняет конденсационную аппаратуру;

- приводит к резкому снижению производительности установок, повышенному расходу энергии для ее испарения и конденсации. При этом ухудшается четкость ректификации.

Минеральные соли. В сопутствующей нефти воде присутствуют всегда

-5

различные типы солей. Их общее содержание в мг/дм в нефти оценивается по величине солености воды. Уменьшение солености воды в эмульсии

нефти/вода уменьшает абсолютное количество солей, но концентрация солей в воде не изменяется. Содержание солей в нефти, поступающей на переработку, должно быть минимальным [2,7,16].

Присутствие минеральных солей в виде кристаллов в нефти и раствора в воде оказывает неблагоприятное действие на качество получаемых продуктов при переработке нефти и на техническое состояние технологического оборудования. Они вызывают усиленную коррозию металла нефтеперерабатывающего и нефтеперекачивающего оборудования, трубопроводов, увеличивают устойчивость эмульсий и затрудняют переработку нефти [11]. Высокое содержание солей в нефти снижает межремонтный пробег установок висбрекинга и коксования, повышает зольность электродного кокса [17,18] и снижает механическую прочность и электропроводность электродов [19,20]. При подогреве нефти до 120 °С и выше наиболее легко гидролизуются хлориды магния и кальция. Гидролиз хлорида магния идет по следующим уравнениям [21]:

Скорость гидролиза сильно увеличивается с повышением температуры. Так, по литературным данным, хлорид магния, содержащийся в нефти, при подогреве до 343 °С гидролизуется на 90%. Нефть при перегонке на современных заводах подвергается подогреву до 380 °С, поэтому глубина гидролиза может быть и больше. Особенно сильной хлористоводородной коррозии подвергается конденсационная аппаратура нефтеперегонных установок, где конденсируется вода, в которой растворяется выделившийся хлористый водород с образованием раствора соляной кислоты. По степени гидролиза хлориды можно расположить в следующий ряд: FeClз > AlClз > MgCl2 > CaCl2 >

В условиях перегонки нефти хлорид натрия теоретически не должен

Mga2 + н2o^мgoнa + нс1

Mga2 + 2H2O^Mg (OH)2 + 2НС1 (1.2) Caa2 + 2H2O ^Ca(OH)2 + 2НС1

(1.3)

(1.1)

гидролизоваться, однако, в присутствии других солей он может способствовать значительному увеличению хлористоводородной коррозии, например, MgSO4. В процессе подогрева нефти MgSO4 реагирует с №С1 с образованием легко гидролизующегося MgCl2 [22]. Следует отметить что, кроме хлористых солей, в пластовой воде содержатся и другие соли (сульфаты, гидрокарбонаты кальция и магния и т.п.) Растворимые в воде гидрокарбонаты Ca иMg, при подогреве выше 60 °С, превращаются в нерастворимые в воде карбонаты которые выпадают в осадок и нарушают технологический режим работы оборудования [23,24].

Механические примеси. Наличие в нефти механических примесей (частицы породы, песка, глины, ржавчины труб и т. д.) вызывает абразивный износ трубопроводов, насосов, нефтеперекачивающего оборудования; затрудняет переработку нефти; повышает зольность мазутов и гудронов; Эти механические примеси, поступая с нефтью на обессоливающую установку, постепенно накапливаются на внутренней поверхности коммуникационных трубопроводов и теплообменных труб, а также на стенках и внутренних деталях электродегидраторов. Отложения ухудшают теплопередачу в теплообменниках, уменьшают живое сечение их труб, увеличивая гидравлические сопротивления и повышая расход топлива на подогрев нефти. В результате увеличения гидравлических сопротивлений возрастает давление на сырьевых насосах и повышается расход силовой энергии или же снижается производительность установки.

Все это приводит к уменьшению коэффициента теплопередачи, перегреву труб и быстрому выходу их из строя. Особенно быстро забиваются трубки теплообменников, поэтому их часто приходится останавливать на очистку и промывку горячей водой, что вызывает дополнительные затраты рабочей силы и снижает коэффициент полезного использования оборудования. На некоторых заводах очитка теплообменников ведется по непрерывному графику, для чего приходится сооружать резервные теплообменники [25].

Механические примеси также способствуют образованию трудноразделимых эмульсий.

Олеофильные примеси

К олеофильным загрязнениям нефти относятся вещества, растворимые в нефти: органические соединения, содержащие серу, азот, кислород, галоиды и комплексные соединения металлов, ухудшающие качество нефтепродуктов. Указанные олеофильные примеси нефти являются потенциальными источниками коррозии оборудования при переработке нефти и ухудшают качество получаемых нефтепродуктов. Нафтеновые кислоты и другие вещества, обладающие кислотными свойствами, могут содержаться как в нефти, так и в пластовой воде и также ускорять гидролиз хлоридов [22]. Коррозия бензиновых конденсаторов и холодильников усиливается при переработке сернистых нефтей, особенно в присутствии соляной кислоты, которая образуется в результате растворения хлористого водорода при конденсации водных паров [26-28]. Вначале в присутствии влаги образуется сульфид железа в виде защитной пленки: Fe + Н2$^Ре$ + (1.4)

в присутствии соляной кислоты он превращается в хлорид железа: FeS +2На^еСЬ + Н2$, (1.5)

который растворяется в воде, оголяя поверхность железа, вступает в реакцию с сероводородом, и т. д. [15].

Таблица 1.3

Содержание олеофильных примесей в сырой нефти, поступающей на НПЗ

Соединения серы, % масс. 0,1-5,0

Азотистые соединения, % масс. 0,05-1,5

Нафтеновые кислоты, % масс. 0,03-0,4

Некислотные кислородсодержащие Соединения (смолы, фенолы и др.), % масс. 0-2,0

Металлоорганические соединения никеля, ванадия, железа, мышьяка и др., ррт 5-400

Галоидоорганические соединения, ррт 5-200

1.3 Водонефтяные эмульсии, их образование, стабилизация и способы разрушения.

1.3.1. Образование водонефтяных эмульсии, их классификация, физико-химические свойства.

Термин «эмульсия» происходит от латинского ети^ео - «доить», поскольку одной из первых изученных эмульсий было молоко, где капли животного жира распределены в объеме воды. В специальной литературе можно найти различные определения понятия эмульсии. Эмульсия - это гетерогенная система, состоящая из двух несмешивающихся жидкостей, одна из которых (называемая внутренней или дисперсной фазой) распределена в другой (внешней фазе или дисперсионной среде) в виде мелких капель (глобул). Нефтяные эмульсии являются полидисперсными, т.е. такими, которые содержат глобулы различных размеров [29].

Эмульсии являются грубодисперсными системами с размерами частиц примерно от 10-1 мкм и выше, которые можно визуально наблюдать при помощи оптического микроскопа. Наиболее распространены в природе и употребимы в технике эмульсии, образованные водой и какой-либо

органической жидкостью [30]. Существуют много различных гипотез о механизме образования эмульсии [95].В России фундаментальные исследования по механизму образования эмульсий проводились академиком П.А. Ребиндером и его школой[32,35].

Образование эмульсии происходит не в пластовых условиях, а в призабойной зоне или в скважине, причем интенсивность образования их в разных стадиях эксплуатации нефти неодинакова [36].

Нефтяное месторождение эксплуатируется по одному из существующих способов (фонтанным, компрессионным или глубинно-насосным). Фонтанный способ эксплуатации залежи характерен для начального периода ее «жизни», когда пластовая энергия обеспечивает извлечение нефти на поверхность земли. При фонтанном способе из нефти начинают выделяться растворенные газы, объем которых непрерывно возрастает. В связь с этим скорость движения газонефтеводяной смеси соответственно увеличивается. Эти явления характерные уже для ранней стадии существования эмульсии (в скважине), способствуют интенсивному перемешиванию, приводя к взаимному диспергированию нефти и воды. Дополнительное перемешивание нефти и воды происходит в штуцер фонтанной скважины, в котором осуществляется резкое снижение пластового давления. При компрессорном способе эксплуатации особенно отрицательно влияет на указанное явление воздух, закачиваемый иногда вместо газа, так как образуется очень мелкая эмульсия и происходит окисление некоторых тяжелых углеводородов с образованием асфальто-смолистых веществ, значительно уплотняющих образующиеся эмульсии. Наличие солей нафтеновых кислот, являющихся катализаторами, в значительной мере способствует и ускоряет процессы окисления. Эмульсии, образующиеся при компрессорном способе эксплуатации, отличаются прочностью.

При глубинно-насосном способе эксплуатации эмульгирование добываемой жидкости происходит также в клапанных коробках, цилиндре, в подъемных трубах при возвратно-поступательном движении насосных штанг. При

использовании электропогружных насосов перемешивание происходит в рабочих колесах, а также при турбулентном движении смеси в подъемных трубах. На образование эмульсии как при сборе нефти, так и при извлечении ее из скважины влияет отложение парафина в подъемных трубах и сборных коллекторах, при наличие которого уменьшается сечение труб, повышается давление, увеличивается скорость, что также способствует образование эмульсии [37,38].

Все нефтяные эмульсии делятся на три группы [39-41]. Первая группа - эмульсии обратного (вода в нефти),в ней содержание дисперсной фазы (вода) в дисперсионной среде (нефти) может колебаться от следов до 90 - 95 %. Свойства нефтяных эмульсии этой группы во многом влияют на технологические процессы добычи нефти, внутрипромысловый сбор, сепарацию (отделение газа) и выбор техники и технологии деэмульсации нефти.

Вторая группа - это эмульсии прямого типа (нефть в воде). Образуются они при деэмульсации нефти. На обводненных нефтяных месторождениях с низкой минерализацией пластовых вод и нефтей, содержащих повышенное количество нафтеновых кислот, могут образовываться стойкие эмульсии прямого типа при добыче и сборе продукции скважин. Стойкие эмульсии прямого типа могут образовываться также в процессе паротеплового воздействия на пласт, например, на месторождении Кенкияк [42]. Третья группа - это множественная эмульсия. На практике наиболее часто (95%) встречаются эмульсии типа В/Н [43]. Реже, чем эмульсии типа Н/В встречаются эмульсии третьего типа - множественная эмульсия. Множественная эмульсия характеризуется повышенным содержанием различных высокодисперсных механических примесей, комочков асфальтенов и других веществ[44-47] и является трудно разрушимой. Такую эмульсию удаляют в нефтеловушке и обычно сжигают [48,49]. Согласно [50-53] второй классификации, эмульсии делят на разбавленные, концентрированные и высококонцентрированные, или желатинированные.

К разбавленным эмульсиям относятся системы жидкость-жидкость, содержащие до 0,1 объемн. % дисперсной фазы. Типичным примером таких систем может служить эмульсия машинного масла в конденсате, образующемся при работе паровых машин.

Прежде всего, разбавленные эмульсии по размеру частиц резко отличаются от концентрированных и высококонцентрированных эмульсий, являясь наиболее высоко дисперсными. К концентрированным эмульсиям относятся системы жидкость - жидкость со сравнительно значительным содержанием дисперсной фазы, вплоть до 74 объемн. %. Эту концентрацию часто указывают как максимальную для эмульсий этого класса потому, что она в случае монодисперсной эмульсии соответствует максимально возможному объемному содержанию недеформированных сферических капель независимо от их размера. Так как концентрированные эмульсии получаются обычно методом диспергирования, то размер их капелек относительно велик и составляет

0,1-1 мкм и больше. Такие капельки хорошо видны под обычным микроскопом, и концентрированные эмульсии должны быть отнесены к микрогетерогенным системам.

К высококонцентрированным, или желатинированным, эмульсиям обычно относят системы жидкость - жидкость с содержанием дисперсной фазы выше, чем 74 объемн. % Отличительной особенностью таких эмульсий является взаимное деформирование капелек дисперсной фазы, в результате чего они приобретают форму многогранников (полиэдров), разделенных тонкими пленками - прослойками дисперсионной среды. Такая эмульсия при рассматривании в микроскоп, напоминает соты. Вследствие плотной упаковки капелек высококонцентрированные эмульсии не способны к седиментации и обладают механическими свойствами схожими со свойствами гелей последняя особенность и привела к тому, что высококонцентрированные эмульсии иногда называют желатинированными. Физико-химические свойства эмульсии функционально определяются

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Доссо Уэй, 2016 год

Литература

1. Vasily Simanzhenkov, Raphaelldem // Crude Oil Chemistry. Publisher: Marcel Dekker, Inc. | 2003. ISBN: 082474098.Page 410.

2. Хуторянский Ф.М. Современное состояние установок обезвоживания и обессоливания нефти (ЭЛОУ) НПЗ. Пути совершенствования процесса и его технического перевооружения. // Наука и технология углеводородов. 2003. №1 (26). С.10-23.

3. ГОСТ Р 51858-2002 '' Нефть. Общие технические условия''. ИПК Издательство стандартов, 2002.

4. ОСТ 39-225-88. Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству. Отраслевой стандарт СССР. М., 1990.

5. Баннов П. Г. Процессы переработки нефти. -М: ЦНИИТЭнефтехим, 2000. -224 с.

6. В.Г. Рябов, Н.Н. Старкова, Л.Г. Тархов, А.В. Кудинов. Переработка нефти и газа: учеб. пособие. Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та,2008. ISBN 978-588151-946-9 - 103 с.

7. Хуторянский Ф.М., Галиев Р.Г., Капустин В.М. Глубокое обезвоживание и обессоливание нефти на НПЗ. Современный научно-технический уровень процесса. // Тез. докл. XVIII Менделевского съезда по общей и прикладной химии. М. 2007. т.3. С.461.

8. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В. Разработка мероприятий по уменьшению содержания коррозионно-активных компонентов в нефти. //HTPC '' Экспл., модерн. и ремонт оборуд. в нефтепер. и нефтехим. пром. ''

М.: ЦНИИТЭнефтехим. 1979. №4. С.15-21.

9. Impuritiesinpetroleum,''PetrecoManuar\ Houston. 1968. 368p.

10. Каштанов А.А., Жуков С.С. Оператор обезвоживающей и обессоливающей установки: Учебн. Пособие. М.: Недра, 1985. 292 с.

11. Ю.А. Закожурников. Подготовка нефти и газа к транспортировке: учебное пособие для СПО. -Волгоград: Издательскийдом << ИН-ФОЛИО>> 2010.

12. Francis S. Manning, Richarde. Thompson. Oilfield processing volume two: crude oil. Tulsa, Oklahoma: Pennwell. 435c. 1995.

13. Г.Б. Ши. Нефтяные эмульсии и методы борьбысними. -Москва: Издательский дом ГОСТОПТЕХ, 1946.

14. Велфлин, - Всю выгоду от дегидратации можно получить только при полной дегидратации всей обводненной нефти. «Электрик Дегидратор, Петролеум Ректифайнг ко оф калифорния», Лос Анжелес, 1933, XII, Т.4, № 11.

15. Пузин Ю.И. ПРАКТИКУМ ПО ХИМИИ НЕФТИ И ГАЗА для студентов заочной дистанционной формы обучения. Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2004. 145 с.

16. Гуреев А.А., Абызгильдин А.Ю., Капустин В.М., Зацепин В.В. Разделение водонефтяных эмульсии. Учебное пособие. -М.: ГУП изд-во

«Нефть и газ» РГУ Нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. -95 с. ISBN 5-78310305 -5.

17.Хуторянский Ф.М., Алексеев О.В., Данченко Ю.В., Левченко Д.Н. Снижение зольности кокса углублением обессоливания нефтей. // Химия и технология топлив и масел. 1988. №10. С.12-15.

18.Хуторянский Ф.М., Алексеев О.В., Носакин А.Н. Углубление обессоливания на ЭЛОУ нефтей - один из путей снижения зольности получаемого из них кокса. // Сб. докл. III Бакинской межд. Мамедалиевской нефтехимической конф. Баку. 5-8 окт. 1998. С. 177.

19. Мучинский Д.Я., Махтумов Д.Н., Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В. // Химия и технология топлив и масел. 1965. №6. С.37-40.

20. Сюняев З.И., Ахметов М.М., Волошин Н.Д. и др. Производство прокаленного нефтяного кокса. М.: ЦНИИТЭнефтехим. 1980. 52с.

21. M.A. Fahim, T.A. Al-sahhaf, A.S. Elkilani. Fundamentals of petroleum refining. Amsterdam: Elsevier Science, 2010,485 pages.

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

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

24. Багиров И.Т. Современные установки первичной переработки нефти. М.: Химия, 1974. 240 с.

25. Соркин. Я.Г. Особенности переработки сернистых нефтей и охрана окружающей среды. М., «Химия», 1975, 296 с.

26. Waterman L.C. Crude Desalting: why and How. // Hydrocarbon Processing. 1965. v.44. №2. P.133-138.

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

28. Левченко Д.Н. Необходимость удаления из нефти коррозионно-агрессивных солей. // Химия и технология топлив и масел. 1981. №6. С.43-44.

29. Маркин А.Н., Низамов Р.Э., Суховерхов С.В. Нефтепромысловая химия: практическое руководство. Владивосток: Дальнаука, 2011. - 288 с.

УДК 622.276 + 620.193 + 661.17 + 543.6

30. Логинов В.И. Обезвоживание и обессоливание нефтей. - М.: Химия, 1979. 216 с.

31. Воюцкий С.С. О проблеме устойчивости коллоидных систем и её изложении в курсах коллоидной химии. // Коллоидный журнал. 1961. №3. T.XXIII. С.353-358.

32. Ребиндер П.А., Поверхностные явления в дисперсных системах. Коллоидная химия. Избранные труды. - М.:Наука,1978. -369с

33. Тонкошуров Б.П., Серб-Сербина Н.М., Смирнова A.M. Основы химичесческого деэмульгирования нефтей. М.: Гостоптехиздат, 1946. - 54с.

34. Ребиндер П.А., Таубман А.Б. // Коллоидный журнал. 1970. Т. XXXII. Выпуск 3. С.359.

35. Ребиндер П.А., Поспелова К.А. Современные представления об образовании и разрушении эмульсии. // Вступительная статья к книге В. Клейтона "Эмульсии, их теории и технические применения''. М.: Химия, Издатинлит, 1950. 679с.

36. Лутошкин Г.С., Сбор и подготовка нефти, газа и воды. Изд. 2 перераб. И доп. М.: Недра, 1979, С. 319

37. Каспарьянц К.С., Проектирование обустройства нефтяных месторождений. Издательство по Самвен, Самара ,1994, С. 414.

38. Хафизова А.Р., Пестрецова Н.В., Шайдаков В.В. Сбор, подготовка и хранение нефти. Технология и оборудование. Учебное пособие. 2002,с. 551.

39. Кравцов А.В. Технологические основы и моделирование процессов промысловой подготовки нефти и газа: учебное пособие / А. В. Кравцов, Н.В. Ушева, Е.В. Бешагина, О.Е. Мойзес, Е.А. Кузьменко, А.А. Гавриков; Томский политехнический университет. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2012. - 128 с.

40. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. Казань: ФЭН, 2000. 416 с

41. Оботуров А.В. Поверхностные явления и дисперсные системы: конспект лекций для студентов специальности 1- 48 01 02 Химическая технология органических веществ, материалов и изделий специализации 1 - 48 01 02 02 Технология химических волокон дневной и заочной форм обучения /

сост. А.В. Оботуров. - Могилёв: УО «МГУП», 2011. -55 с.

42. Позднышев Г.Н., Шмелев М.В. Разрушение стойких эмульсии. -нефтяное хозяйство журнал 1977 № 2. - С.51- 54

43. Позднышев Г.Н., Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсии. -М.: недра, 1982, 221 с.

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

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

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

47. Сергиенко Н. Д. "Исследование, разработка и внедрение процесса подготовки нефти к переработке стойких высокообводнённых водонефтяных эмульсии с повышенным содержанием механических примесей. // Дисс. канд. техн. Наук. М.: ВНИИ НП. 2005. 154с.

48. Алиев Р.А., Белоусов В.Д., Немудров А.Г. и др. -2-е изд., перераб. и доп. -М.: Недра ,1988. 368 с.

49. Глаголева О.Ф., Капустин В.М., Технология переработки нефти, под ред. Глаголева О.Ф. Часть первая. -М.: Химия, Колосс ,2012. -456С.

50. Воюцкий С.С. Курс коллоидной химии. -М.: Химия, 1964. 574 с.

51. Карбаинова С.Н. Коллоидная химия: Учебное пособие. - Томск: Изд. ТПУ, 2009. - 88 с.

52. Щукин Е.Д. и др. Коллоидная химия. Учеб. для университетов и химико-технолог. Вузов. 3-е изд., перераб. и доп. - М: Высш.шк, 2004, 445с.

53. Захарченко В.Н. Коллоидная химия. Издание второе, переработанное и дополненное. М: Высш. шк,1989, 240 с.

54. Сваровская Н.А. Подготовка, транспорт и хранение скважинной продукции: Учебное пособие. - Томск: Изд. ТПУ, 2004. - 268 с. ISBN 5-98298-072-2

55. Шишмина Л.В. Сбор и Подготовка продукции нефтяных и газовых скважин. 129с. 2002.

56. Карбаинова С.Н. Коллоидная химия: Учебное пособие. - Томск: Изд. ТПУ, 2009. 88 с.

57. Егорова Е.В., Ю.В. Поленов и др. Поверхностные явления и дисперсные системы. Учебное пособие. Гос. Хим. - технол. ун-т. Иваново, 2008. 84 с.

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

59. Мингареев Р.Ш., Лузин В. И. Экономика подготовки нефти и газа. М.: Недра, 1972, 176 с.

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

61. Neumann H.J. // Erdöl und Khole. 1965. NT-10, P.776-779.

62. Thile H., Boldok K. // Erdöl Zeits. 1961. №4. 77.

63. Loyd D., Mager D. // Jour. of the Inst of petroleum. 1964. №4. 98.

64. Neumann H.J. // Erdöl und Khole. 1969. 22. №6. 323

65. Д.Н. Левченко. Выделение и исследование эмульгаторов нефтяных эмульсии. // Химия и технология топлив//. - 1970. № 10. - с 21-25.

66. Ostlund J.A., Nyden M., Auflem I.H., Sjöblom J. Interactions between Asphaltenes and Naphthenic Acids. Energy & Fuels, 2003, 17, pp: 113-119.

67. Moran K., Czarnecki J. Competitive adsorption of sodium naphthenates and naturally occurring species at water-in-crude oil emulsion droplet surfaces. ColloidsandSurfacesA: Physicochem. Eng. Aspects, 2007, 292, pp. 87-98.

68. Хлесткина Л.Н. Исследование причин хлористоводородной коррозии оборудования первичной переработки нефти и совершенствование метода защелачивания. // Автореферат дисс. канд. техн. Наук. Уфа. 1978. 22с.

69. Лялин В.А. Исследование и совершенствование химико-технологических методов снижения интенсивности коррозии оборудования установок АВТ и термического крекинга. // Дисс. канд. техн. Наук. Уфа. 1973. 252с.

70.Лялин В.А. и др. Образование хлористого водорода и защелачивание нефти на установках АВТ. // HTPC. Экспл. модерн. и ремонт оборудования в нефтепер. и нефтехим. Пром. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1972, №1. С.16-19.

71. Р.З. Сахабутдников, Ф.Р. Губайдулин и другие. Особенности формирования и разрушения водонефтяных эмульсии на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. -М.: ОАО ''ВНИИОЭНГ'', 2005. -324с.

72. Е.В. Колякина, Д.Ф. Гришин. Общий практикум по химии нефти и нефтехимического синтеза. Руководство к практическим занятиям по основам нефтехимии для студентов химического факультета Нижегородского государственного университета им. Н.И. Лобачевского, обучающихся по специальностям химия и экология. Нижний Новгород. Издательство Нижегородского государственного университета им. Н.И. Лобачевского, 2003, 39 с.

73. Беньковский В.Г., коллоид. Ж. 15, № 1,3 (1951).

74. Морданенко В.П., Беньковский В.Г., Химия и технология топлив и масел, № 7 (1965).

75. Steinhauff F., Petroleum, 9, 294 (1962); 10, 335 (1962)

76. H.K. Abdel-Aal and Mohamed Aggour, Petroleum and Gaz field processing. -New York: Marcel Dekker inch. 2003, 358с.

77. С.Н. Свирская, И. Л. Трубников. Нефть. Нефтепереработка часть 1Методическое пособие для химического факультета. Ростов-на-Дону ,2002, 43с.

78. Шаймарданов В.Х. Процессы и аппараты технологий сбора и подготовки нефти и газа на промыслах: учебное пособие / Под ред. В.И. ^динова. — M.- Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований, 2013. — 508 с.

79. Виноградов ВМ., Винокуров В.А. Образование, свойства и методы разрушения нефтяных эмульсий: Mетод. Указ.-M.: ФГУП «Нефть и газ», РГУ нефти и газа имени ИМ. Губкина, 2007. 31 с.

80. КС. ^спарьянц, Промысловая подготовка нефти и газа. M. <<НЕДРА>>,1973, 376 С.

81. Верещагин И.П. и др. Основы электрогазодинамики дисперсных сред. M.: Энергия, 1974.

82. Coy C. // В кн.: Реология эмульсий / под ред. В.В. Гогосово, В.И. Николаевского. Пер. с англ. M.: M^, 1975.

83. Бильданов M.M., Самигуллин ФМ., Швецов В.Н. // Уч. зап. СТПИ. Вып. 158, сб. 6. ^ань, 1976.

84. С.А. Ахметов. Технология глубокой переработки нефти и газа: Учебное пособие для вузов. Уфа: Гилем, 2002. 672 с.

85. Гуревич И.Л. Общие свойства и первичные методы переработки нефти и газа. Издание третье, переработанное и дополненное. М: ХИМИЯ, 1972, 360 с.

86. Чефранов К.А. Электрообезвоживание и электрообессоливание нефтей. М.: Гостоптехиздат, 1948. 102с.

87. Левченко Д.Н.,Бергштейн Н.В., Пинковский Я.И. Обессоливание нефти на нефтеперерабатывающих заводах. Тем. обз. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1973. 50с.

88. Панченков Г.М., Цабек Л.Х. Поведение эмульсий во внешнем электрическом поле. М.: Химия, 1969. 190с.

89. Броунштейн Б.Н., Шевяков М.Д. Исследование нефтяных эмульсии в электрическом поле высокочастотного искрового генератора. // Сб. тр. гос. инст. прикл. хим. Вып.40. Л.: Госхимиздат, 1960.

90. Беньковский В.Г. Неустойчивость капли, взвешенной в углеводородной среде, находящейся в электрополе. // Химия и технология топлив и масел. 1964. №2.

91. Николаева Н.М., Мавлютова М.З., Сафин А.З., Зависимость эффективности ряда неионогенных ПАВ от типа растворителя и концентрации раствора. // Нефтепереработка и нефтехимия. 1981. № 3. С.41-42.

92. Петров А.А. Основы химического деэмульгирования нефтей. // Сб. трудов Гидровостокнефти. Куйбышев: 1974. вып. XXII. С.3.

93. Смирнов Ю.С., Петров А.А. Синтетический эффект деэмульгирующего действия смеси деэмульгаторов катионоактивного АНП-2 и неионогенных блоксополимеров окисей этилена и пропилена. // Сб. трудов Гидровостокнефти. М.: Недра, 1971. вып. XIII. С.201-206.

94. Гошкин В.П. Принципы выбора реагентов в системе первичной переработки нефти. // Дисс. канд. хим. наук. С.-Петербург, ВНИИнефтехим, ООО «ПО Киришинефторгсинтез» 2002. 324 с. (для служебного пользования).

95. Поверхностные явления и поверхностно-активные вещества: Справочник. Под ред. Абрамзона А.А. Щукина Е.Д. Л.: Химия, 1984. 392с.

96. Абрамзон А.А. Поверхностно-активные вещества: Л.: Химия, 1981. 304с.

97. Тронов В.П. Разрушение водно-нефтяных эмульсии под воздействием ПАВ. // Химия и технология топлив и масел. 1982. № 12. С.24-26.

98. Галяутдинов А.А., Басимова Р.А., Рахимов Х.Х. и др. Новые деэмульгаторы для обезвоживания и обессоливания нефти. // Нефтепереработка и нефтехимия. 2003. № 10. С.73-75.

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

100. Хуторянский Ф.М., Антонов Т.А., Потапочкина Н.Н. и др. Новый нефтерастворимый деэмульгатор отечественного производства - «Геркулес 1603». Разработка, лабораторные и опытно-промышленные испытания. // Там же. С. 146-151.

101. Хуторянский Ф.М., Михалев А.Г., Школьников В.М. Подбор эффективных композиции нефтерастворимых деэмульгаторов для разрушения промысловых водонефтяных эмульсии IV горизонта Анастасиевско-Троицкой залежи ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз». // Сб. научн. Тр. По результ. НИОКР за 2002 г. ОАО «НК Роснефть». М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2003. С.99-104.

102. Хуторянский Ф.М., Захаров Л.Н., Орлов Л.Н. и др. Деэмульгаторы для обессоливания нефтей. Спрос. Предложение. Новый деэмульгатор отечественного производства - «Геркулес 1017». // Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. 2000. № 4. С.15-16.

103. Конорышкина И.Ю., Цуцкарева Н.В. Разработка эффективных деэмульгирующих композиции на основе ПАВ отечественного производства для подготовки нефти легкого типа. // Тр. Конф. Хим.-техн. Фак. Пермъ: Издательство Пермского гос. Техн. Университета. 2000. С.78-82.

104. Лобков А. М. Сбор и обработка нефти и газа на промыслах. М.: Недра, 1968.

105. Смирнов Ю.С. Применение деэмульгаторов для подготовки нефти на промыслах. М.: ВНИПОНГ, нефтепромысловое дело, 1987, вып. 20(149), с.44

106. Смирнов Ю.С., Эиштейн Л.В., Петров А.А. Деэмульгирующая способность реагентов при обработке эмульсии различной обводненности. Сборник НПД, куйбышева, Гипровостокнефть, вып. 22, 1974, с 44-53.

107. Смирнов Ю.С., Петров А.А., Соколов А.Т. Технология обработки эмульсии реагента и пути ее интенсификации. Сб. НПД, Куйбышев, Труды Гипровостокнефть, вып. 26, 1975, с 84-88.

108. Поверхностно-активные вещества. Справочник, Л. Химия, 1979.

109. Краткая химическая энциклопедия. Изд. Сов. Энц. М., 1965, Т4.

110. Кравцов А.В. Технологические основы и моделирование процессов промысловой подготовки нефти и газа: учебное пособие / А. В. Кравцов, Н.В. Ушева, Е.В. Бешагина, О.Е. Мойзес, Е.А. Кузьменко, А.А. Гавриков; Томский политехнический университет. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2012. - 128 с.

111. Хуторянскии Ф.М. Избранные труды. 1977-2011гг. Разработка и внедрение эффективных технологи подготовки нефти к переработке на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ). Химико-технологическая защита от коррозии конденсационно-холодильного оборудования АТ (АВТ) НПЗ. Уфа, издательство ГУП ИНХП РБ, 2013 - с.672 «Библиотека нефтепереработчика» серия.

112. А.А. Ишмурзин, Р.А. Храмов, Процессы и оборудование системы сбора и подготовки нефти, газа и воды, Уфа, Изд-во УГНТУ, 2003, 145 с.

113. Chambre syndicale de la Recherche et de la production du petrole et du gaz naturel." Production et traitement des petroles bruts salés''.Paris:Editions Technip. 1976. 192 p.

114. Исследование процессов подготовки нефти на Гремихинской

УПН с целью стабилизации ее работы. Отчет о НИР. Рук-ль Шаймарданов В.Х. Ижевск: УдмуртНИПИнефть, 2001.

115. Шаймарданов В.Х., Лоскутова Л.В., Выхристюк А.В. Исследования причин образования ловушечной нефти на УПН-2 Воткинского НГДУО АО «Удмуртнефть» и разработка технологии ее подготовки // Тезисы докл. российской науч. практ. конф. М., 2001.

116. Перри Дж. Справочник инженера-химика / под ред. Н. М. Жаворонкова и П. Г. Романкова. Том 1. М.: Химия, 1969.

117. James G. Speight, Baki Oum. Petroleum refining processes. New York: Marcel Dekker inch. 2002. 695 pages.

118. James G. Speight. The desulfurization of heavy oils and residua. Second edition, revised and expanded. New York: Marcel Dekker inch.1999, 440 pages.

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

120. НадировН.К., ВахитовГ.Г., СафрановС.В. идр. Технология повышения нефтеизвлечения. Алма-Ата, 1982. 273 с.

121. Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И., Сидурин Д.В. Особенности подготовки тяжелых высоковязких нефтей. Москва: ВНИИОЭНГ, 1983.

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

123. Крейнин Е.В. Нетрадиционные термические технологии добычи трудноизвлекаемых топлив: уголь, углеводородное сырье. М.: ИРЦГазпром, 2004, 301 с.

124. Jean Pierre Wauquier. Le raffinage du petrole.Tome 2,Procedes de separation.Paris: Technip, 1998, 627 pages.

125. МановянА.К. Технологияпервичнойпереработкинефтииприродногогаза: Учебноепособие для вузов / А. К. Мановян. - М.: Химия, 2001. 568 с.

126. Эрих В.Н., Расина М.Г., Рудин М.Г. Химия и технология нефти и газа. Изд. 2-е, пер. Л., «Химия», 1977, 424 стр.

127. Б.И. Бондаренко. Альбом Технологических процессов переработки нефти и газа. М.: РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2003, 203 с.

128. Ахметов С.А. и др. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа: Учебное пособие / С.А. Ахметов, Т.П. Сериков, И.Р. Кузеев, М.И. Баязитов; Под ред. С. А. Ахметова. — СПб.: Недра, 2006. — 868 с.; ил.

129. Вержичинская С.В., Дигуров Н.Г., Синицин С.А. Химия и технология нефти и газа: учебное пособие. - 2-е изд., испр. Идоп. - М.: ФОРУМ, 2009. -400 с.:ил. - (профессиональноеобразование).

130. Mikula R.J.; Munoz V.A. Characterization of Demulsifiers in Surfactants, Fundamentals and Applications in the Petroleum Industry, Schramm, L.L. (Ed.), Cambridge University Press: Cambridge, UK, 2000, pp. 51-78.

131. Smith V.H.; Arnold K.E. Crude Oil Emulsions in Petroleum Engineering Handbook, Bradley H.B. (Ed.), Society of Petroleum Engineers: Richardson, TX, 1992, pp. 19-1 to 19-34.

132. Berger P.D.; Hsu, C.; Arendell J.P. Designing and Selecting Demulsifiers for Optimum Field Performance on the Basis of Production Fluid Characteristics in Proc. Ann. Tech. Conf. SPE, Society of Petroleum Engineers: Richardson, TX, 1987, SPE paper 16285.

133. Manek M.B., Asphaltene Dispersants as Demulsification Aids in Proc. SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Society of Petroleum Engineers: Richardson, TX,1995, SPE paper 28972.

134. Деэмульгатор для разрушения водонефтяных эмульсий (патент РФ № 2491323); заявл. 24.04.2012; опубл. 27.08.2013.

135. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Худякова А.Д., Николаева Н.М. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения. М.: Химия, 1967. - 200с.