Высокомолекулярные компоненты нефтей и их влияние на вязкостно-температурные свойства нефтяных систем тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Мансур Гинва

• Мансур Гинва
• кандидат наук
• 2023

Оглавление диссертации кандидат наук Мансур Гинва

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ВЗАИМОСВЯЗЬ МЕЖДУ ХИМИЧЕСКИМ СОСТАВОМ И СВОЙСТВАМИ НЕФТИ (литературный обзор)

1.1. Углеводородный состав и его влияние на физико-химические свойства нефти

1.1.1. Парафиновые углеводороды

1.1.2. Нафтеновые углеводороды

1.1.3. Ароматические углеводороды

1.2. Гетероатомсодержащие соединения нефтей и их влияние на физико-химические свойства

1.2.1. Сера-, азот и кислородсодержащие соединения

1.2.2. Смолистые вещества

1.2.3. Асфальтены

1.3. Осложнения, возникающие в процессах добычи и подготовки нефтей

1.3.1. Образование отложений асфальтенов и парафинов

1.3.2. Образование водонефтяных эмульсий

1.4. Характеристики водонефтяных эмульсий

1.4.1. Общие представления об эмульсиях

1.4.2. Роль высокомолекулярных соединений нефти в формировании и устойчивости ВНЭ

1.4.3. Структурно-механические свойств НДС

1.4.4. Методы исследования ВНЭ

Выводы по главе

ГЛАВА 2. ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

2.1. Объекты исследования

2.2. Методы исследования

2.2.1. Метод определения спектральных характеристик с помощью ИК-спектроскопии

2.2.2. Определение группового химического состава нефти методом высокоэффективной жидкостной хроматографии (ВЭЖХ)

2

2.2.3. Определение молекулярно-массового распределения и содержания нормальных парафинов в нефти методом ГЖХ

2.2.4. Определение элементного состава смол и асфальтенов

2.2.5. Определение молекулярных масс асфальтенов, выделенных из исследуемых нефтей

2.2.6. Определение структурно группового состава САВ методом ЯМР 13С и ЯМР 1Н спектроскопии

2.2.7. Определение кинетической устойчивости асфальтеносодержащих нефтяных систем

2.2.8. Определение реологических свойств исследуемых нефтей и их эмульсий

2.2.9. Определение температуры насыщения нефти парафином реологическим методом

2.2.10. Приготовление водонефтяных эмульсий

2.2.11. Определение дисперсности водонефтяных эмульсий

2.2.12. Выделение межфазного слоя из водонефтяных эмульсий

2.2.13. Определение агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии

2.2.14. Исследование динамики разрушения ВНЭ при ультразвуковом воздействии

ГЛАВА 3. ГРУППОВОЙ ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ НЕФТЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СИРИИ И РОССИИ

3.1. Сравнительная характеристика физико-химических свойств исследуемых нефтей

3.2. Исследование группового химического состава нефтей

3.3. Исследование структурно-группового состава смол и асфальтенов, выделенных из исследуемых нефтей

ГЛАВА 4. ВЛИЯНИЕ ГРУППОВОГО СОСТАВА НЕФТИ НА ФАЗОВОЕ ПОВЕДЕНИЕ АСФАЛЬТЕНОВ И ПАРАФИНОВ

4.1. Определение фактора устойчивости асфальтенов

4.2. Определение температуры начала кристаллизации парафинов ТНКП

4.3 Структурно-механические свойства нефтей различного состава

ГЛАВА 5. ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТАВА И СВОЙСТВ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ, ОБРАЗОВАННЫХ НЕФТЯМИ РАЗНОГО СОСТАВА

5.1 Влияние группового состава нефти на природу межфазного слоя водонефтяной эмульсии

5.2 Влияние содержания и минерализации водной фазы на реологические свойства водонефтяной эмульсии

5.3 Исследование вязкостно-температурных зависимостей ВНЭ

5.4. Изучение влияния температуры формирования эмульсий на их реологические свойства

ГЛАВА 6. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ УЛЬТРАЗВУКОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА УСТОЙЧИВОСТЬ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ, ОБРАЗОВАНЫХ РАЗНЫМИ НЕФТЯМИ

ВЫВОДЫ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Высокомолекулярные компоненты нефтей и их влияние на вязкостно-температурные свойства нефтяных систем»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность. Несмотря на активно развивающиеся в последнее время дискуссии о неуглеродной энергетике, нефть еще надолго будет оставаться одним из основных энергоресурсов, потребляемых человечеством. При этом современные тенденции таковы, что постепенная выработка месторождений легкодоступных маловязких нефтей сопровождается ростом доли нефтей со значительным содержанием высокомолекулярных компонентов: твердых парафинов (П), смол (С) и асфальтенов (А). Нефти подобного состава отличаются повышенной склонностью к образованию парафиноотложений и формированию водонефтяных эмульсий (ВНЭ), характеризующихся высокими значениями вязкости и устойчивости к разрушению. Все это существенно осложняет добычу, подготовку, транспортировку данных нефтей и требует применения специальных технологических решений для обеспечения их текучести и разрушения стабильных ВНЭ.

Основной причиной проявления вязкостно-температурных свойств подобных нефтей и образованных ими ВНЭ является склонность высокомолекулярных компонентов нефти к структурообразованию в объеме нефтяной системы при изменении внешних условий, а также к активному участию в формировании структурно-механического барьера на межфазной поверхности нефть/вода. Агрегативная устойчивость, низкотемпературные и реологические свойства нефтей и образованных ими ВНЭ, зависят не только от содержания и взаимного соотношения в ней высокомолекулярных компонентов, но и от их структурных особенностей, таких как: молекулярно-массовое распределение н-алканов; средняя молекулярная масса, соотношение ароматических и насыщенных структур, степень конденсированности ареновых фрагментов, содержание и соотношение различных гетероатомов в структуре средней молекулы смол и асфальтенов.

Современные инструментальные методы исследования нефтяных систем (ЯМР, ИКС, ГЖХ, масс-спектрометрия) дают возможность подробно изучить строение высокомолекулярных компонентов нефтей. Это позволяет понять механизмы, влияющие на поведение нефтяных систем при различных внешних условиях, квалифицированно подойти к вопросам регулирования их вязкостно -температурных свойств и разрушения стабильных ВНЭ. Подобные задачи особенно актуальны и практически значимы для Сирийской Арабской Республики, нефтяная отрасль которой находится на стадии развития и характеризуется высокой потребностью в дополнительных знаниях об особенностях строения высокомолекулярных компонентов исходного нефтяного сырья, с последующим прогнозированием возможных осложнений, связанных с вязкостно-температурными свойствами нефтяных систем (нефтей, ВНЭ) и образованием устойчивых трудноразрушаемых водонефтяных эмульсий в процессах добычи и транспортировки нефти, а так же и разработкой подходов для дальнейшей ее переработки [1].

Цель работы: выявить зависимость вязкостно-температурных свойств нефтей и образованных ими водонефтяных эмульсий от группового химического состава нефтяного сырья и структурных параметров высокомолекулярных компонентов.

Задачи работы:

1. Изучить групповой химический и структурно-групповой состав пяти нефтей Сирийской Арабской Республики с использованием современных инструментальных методов исследования.

2. Определить структурные параметры смол и асфальтенов, выделенных из нефтей разного химического состава.

3. Изучить влияние смол и асфальтенов на поведение нефти (вязкостно-

температурные свойства, склонность к образованию водонефтяных эмульсий).

6

4. Исследовать групповой химический состав стабилизаторов межфазного слоя водонефтяных эмульсий, образованных нефтями разного химического состава.

5. Исследовать влияние химического состава нефти и внешних условий на характеристики образующихся водонефтяных эмульсий.

Научная новизна основных результатов:

Впервые проведено детальное исследование группового состава и особенностей структурных параметров высокомолекулярных компонентов (твердых парафинов, смол и асфальтенов) ряда нефтей Сирийской Арабской Республики. Для исследуемых нефтей показано влияние содержания и взаимного соотношения высокомолекулярных компонентов на вязкостно-температурные свойства нефтяных систем, температуру начала кристаллизации парафина (ТНКП), агрегативную устойчивость асфальтенов, энергию разрушения надмолекулярной структуры нефтяной дисперсной системы (НДС).

Найдены зависимости между содержанием, взаимным соотношением, структурными параметрами твердых парафинов, смол и асфальтенов и свойствами водонефтяных эмульсий (вязкостно-температурные и устойчивость к разрушению).

Выявлена прямая зависимость количества стабилизаторов межфазного слоя водонефтяных эмульсий от исходного содержания и фактора устойчивости асфальтенов в соответствующих нефтях.

Установлен асфальтеновый тип стабилизаторов межфазного слоя водонефтяных эмульсий, образованных исследуемыми нефтями. Определено, что молекулярная масса асфальтенов межфазного слоя в 1,5-2 раза выше молекулярной массы асфальтенов, выделенных из исходных нефтей.

Показано, что с увеличением молекулярной массы и ростом доли поликонденсированных ароматических структур в составе средней молекулы

асфальтенов межфазного стабилизационного слоя водонефтяных эмульсий увеличивается их дисперсность и устойчивость к разрушению.

Теоретическая и практическая значимость работы

Выявлено влияние взаимного соотношения высокомолекулярных компонентов нефти: П/А на температуру начала кристаллизации парафина и энергию активации вязкого течения; (С+П)/А на фактор устойчивости асфальтенов; (П+А)/С на энергию разрушения надмолекулярной структуры НДС.

Установлено, что независимо от содержания смол и асфальтенов в исходной нефти и их соотношения межфазный слой водонефтяной эмульсии, образованной исследованными нефтями, содержит асфальтеновый тип стабилизаторов.

Установленные зависимости фазовой устойчивости асфальтенов и твердых парафинов в НДС могут быть использованы для прогнозирования образования парафиноотложений и устойчивых водонефтяных эмульсий в нефтепромысловом оборудовании, а вязкостно-температурные свойства - для предсказания характера течения и стабильности эмульсии в процессах добычи и транспортировки обводненных нефтей.

Показана принципиальная возможность применения ультразвукового воздействия для разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий, образованных нефтями Сирийской Арабской Республики.

Основные положения, выносимые на защиту:

1. Комплекс новых данных о групповом химическом составе ряда нефтей Сирийской Арабской Республики и структурно-групповом составе их высокомолекулярных компонентов.

2. Связь между содержанием и взаимным соотношением высокомолекулярных компонентов с их фазовой устойчивостью в нефти и вязкостно-температурными свойствами НДС.

3. Совокупность параметров, определяющих устойчивость и вязкостно-температурные свойства водонефтяных эмульсий, образованных исследуемыми нефтями.

Степень достоверности результатов подтверждается большим объемом экспериментальных данных, полученных с применением как стандартных методов анализа, так и современных инструментальных методов исследования: ГЖХ, ВЭЖХ, МАЛДИ, ИКС и др. Выводы, сформулированные на основе экспериментальных данных, не противоречат представлениям, содержащимся в независимых источниках по данной тематике. Все основные результаты, полученные в ходе выполнения диссертационной работы и изложенные в тексте диссертации, опубликованы в открытой печати.

Апробация работы. Основные результаты работы доложены и обсуждены на 74-й и 75-й Международных молодежных научных конференциях «Нефть и газ» (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, Москва, 2020, 2021 гг.), Региональной научно-технической конференции «Губкинский университет в решении вопросов нефтегазовой отрасли России», посвященной 100-летию Московской горной академии (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, Москва, 2018 г.), VIII и IX международной студенческой научной конференции «Студенческая наука как ресурс инновационного потенциала развития» (ВГУ, Воронеж, 2019, 2021 гг.), VI, VII ,"УШ и IX международной научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия» (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, Москва, 2019-2022 гг.), IV Региональной научно-технической конференции «Губкинский университет в решении вопросов нефтегазовой отрасли России», посвященной 90-летию Губкинского университета и факультета экономики и управления (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, Москва, 2020 г.), Международной конференции

студентов, аспирантов и молодых ученых «ЛОМОНОСОВ» (МГУ имени М.В. Ломоносова, Москва, 2021, 2022 гг.)

Публикации: По теме работы опубликовано 17 печатных работ, в том числе 4 статьи в ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК, и индексируемых международными базами данных Scopus и/или Web of Science, 13 являются материалами и тезисами докладов на международных, всероссийских и региональных научных конференциях.

Личный вклад автора состоял в систематизации литературных данных, подготовке, планировании и проведении экспериментальных исследований; обработке полученных данных, подготовке выступлений по результатам исследований. Постановка цели и задач, объяснение полученных результатов, формулирование выводов, подготовка публикаций проведены совместно с научным руководителем.

Структура и объем работы. Работа состоит из введения, 6 глав, заключения и списка литературы, изложена на 155 страницах машинописного текста, включая 22 таблиц, 35 рисунков и библиографический список, содержащий 152 наименования литературных источников.

ГЛАВА 1. ВЗАИМОСВЯЗЬ МЕЖДУ ХИМИЧЕСКИМ СОСТАВОМ И СВОЙСТВАМИ НЕФТИ (литературный обзор)

1.1. Углеводородный состав и его влияние на физико-химические свойства нефти

Сырая нефть представляет собой темно-коричневую маслянистую жидкость, включающую различные группы углеводородов, а также гетероатомосодержащие соединения. Из-за сложного состава сырой нефти характеристика по отдельным молекулярным типам затруднена, а элементный анализ мало информативен, поскольку дает лишь ограниченную информацию о составе нефти из-за постоянства элементного состава. Полная характеристика нефти может быть получена путем ее фракционирования на основе полярности фракций и их растворимости, вследствие этого нефть может быть разделена на четыре класса: насыщенные соединения (парафиновые и нафтеновые УВ), ароматические соединения, смолы и асфальтены (фракции SARA) [2].

1.1.1. Парафиновые углеводороды

Содержание парафинов в нефтях колеблется от 20 до 50 % масс., но

малопарафинистые нефти могут содержать 1-2 % масс. углеводородов данного ряда, а парафинистые нефти - более 60 % масс.[3]. С ростом температуры кипения фракции, содержание алканов, как правило, падает. По агрегатному состоянию нефтяные алканы бывают в жидком (С5-С16) и в твердом (более С17) состоянии, при этом жидкие парафины встречаются в бензиновых и керосиновых фракциях, а твердые парафины находятся во фракциях, выкипающих выше 300 °С[3].

Известно, что состав нефти с разных месторождений заметно отличается. Так, содержание алканов в Мангышлакской нефти составляет до 88 % масс., Сибирской нефти 52-71 % масс, в нефтях месторождений Татарстана -55 % масс., а в Бакинских нефтях 30-40 % масс [4]. Твердые алканы являются

основными компонентами в составе продуктов, получаемых при нефтепереработке - парафина и церезина. Данные продукты различаются по кристаллической структуре и физико-химическим свойствам. Состав и некоторые свойства парафина и церезина приведены в табл. 1.1 [3]. Твердые парафины, которые присутствуют в масляных фракциях, выкипающих при температуре 350-500 °С, является одной из причин высокой температуры застывания этих фракций.

Таблица 1.1. Состав и свойства парафина и церезина.

Показатель Парафин Церезин

Температура плавления, °С 40 - 60 60 - 85

Средняя молекулярная масса 500 700

Число атомов углерода в молекуле 30 - 40 40 - 50

Состав н-алканы с небольшим количеством твердых изоалканов и примесью нафтенов с длинными боковыми цепями изоалканы с меньшей долей н-алканов, нафтеновые углеводороды и алкил-ароматические углеводороды

В случае присутствия парафинов в нефти выше критической концентрации они играют роль центров кристаллизации, а при определенных термодинамических условиях могут совместно кристаллизоваться со смолами и асфальтенами и образовывать асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), создавая проблемы при добыче, хранении и транспортировке нефти [5].

Процесс структурообразования в парафинистой нефтяной системе во многом зависит от количества в нефти парафинов (П), асфальтенов (А), смол (С) и их соотношения П/(С+А) [6]. В связи со склонностью к отложению

12

твердых парафинов и САВ на поверхности трубопроводов и в порах пласта, особое внимание следует уделять изучению содержания и состава твердых углеводородов в парафинистых нефтях. Нефти с высоким содержанием высокомолекулярных н-алканов и низким содержанием смолисто -асфальтеновых компонентов имеют высокую температуру застывания.

1.1.2. Нафтеновые углеводороды

Нафтеновые углеводороды (циклоалканы) составляют основную массу углеводородов нефти и их содержание в нефти составляет 40-70 % масс. В нафтеновых нефтях их содержание может достигать 80 % масс [3]. Нафтеновые углеводороды состоят из моно-, ди-, три- и полициклических углеводородов, содержащих циклопентановые и циклогексановые кольца, причем преобладают последние. Моноциклические нафтены существуют, в основном, в бензиновых и керосино-газойлевых фракциях, а бициклические и трициклические нафтены - в средних фракциях. В высших фракциях нефти содержатся полициклические нафтены, состоящие из 4-х и 5-ти конденсированных циклов с короткими боковыми цепями (стераны и тритерпаны) [3].

Нафтеновые углеводороды имеют более высокую вязкость, чем парафины и арены, с увеличением числа циклов в полициклических нафтенах их вязкость увеличивается. Кроме того, по сравнению с парафиновыми, плотность нафтеновых углеводородов больше, а температура застывания - меньше [7]. Увеличение в нефти количества нафтеновых и ароматических углеводородов снижает склонность этой нефти к образованию отложений, в то время как парафиновые углеводороды повышают склонность к образованию отложений.

1.1.3. Ароматические углеводороды

Ароматические углеводороды нефти могут быть моноциклическими и полициклическими. Они присутствуют в относительно небольших количествах около 10 % масс. в легких нефтях, но их количество увеличивается с

увеличением плотности до 30 % масс. в тяжелых нефтях [8]. Во фракциях до 200 °С встречаются только гомологи бензола; во фракциях 200-350 °С преобладают алкилбензолы и гомологи нафталина; во фракция выше 350 °С содержатся высшие гомологи бензола и нафталина и диарилалканы. Также в нефти встречаются гомологи полициклических углеводородов, которые концентрируются, в основном, в гудроне. В тяжелых смолистых нефтях с плотностью выше 900 кг/м3 ароматические углеводороды (в основном, полициклические) концентрируются в высших фракциях. Также, помимо вышеперечисленных углеводородов, в нефтях встречаются углеводороды смешанного (гибридного) строения. Они представляют собой полициклические углеводороды, содержащие одновременно ароматические, нафтеновые кольца и алкильные группы [3]. Более 85 % масс. ароматических углеводородов в сырой нефти содержат один или несколько алкильных заместителей в своих ароматических кольцах [9].

С повышением температуры кипения фракции нефти усложняется строение нефтяных углеводородов, входящих в ее состав, увеличивается их цикличность и повышается доля ароматических колец, также увеличивается удельный вес конденсированных полициклических колец и снижается содержание в них водорода [10].

1.2. Гетероатомсодержащие соединения нефтей и их влияние на физико-химические свойства

1.2.1. Сера-, азот и кислородсодержащие соединения.

Кроме углеводородов в состав нефтей входят гетероатомные соединения, такие, как кислородсодержащие, серосодержащие, азотсодержащие, смолисто-асфальтеновые вещества и минеральные компоненты. Соединения кислорода составляют от 0,06 до 0,4 % масс. по массе для большинства видов сырой нефти. К ним относятся кислоты, сложные эфиры, кетоны, фенолы. Кислоты особенно распространены в молодых, незрелых нефтях и включают жирные, изопреноидные и нафтеновые кислоты. Присутствие стеранов в некоторых сортах нефти является важным показателем их органического происхождения. Соединения азота составляют от 0,01 до 0,9 % масс. по массе большинства видов сырой нефти. К ним относятся амиды, пиридины, индолы и пирролы [8].

Соединения серы варьируются от 0,1 до 7,0 % масс. в сырой нефти. Пять основных групп серосодержащих соединений в сырой нефти: алкилтиолы (меркаптаны), тиоалканы (сульфиды), тиоциклоалканы, дитиоалканы и циклические сульфиды.

1.2.2. Смолистые вещества

Смолы - это соединения, растворимые в легких алканах (пентане, гексане или гептане), но нерастворимые в жидком пропане. Они состоят в основном из молекул смешанного строения: обычно это кольцевые системы, содержащие ароматические и алициклические кольца. Смолы эффективны в качестве диспергаторов асфальтенов в сырой нефти [11], так как играют роль поверхностно-активных веществ в стабилизации коллоидных частиц асфальтенов в нефти.

Смолистые вещества подразделяются на нейтральные смолы и

асфальтогеновые кислоты. Нейтральные смолы - это вязкие бурые вещества.

15

Молекулы нейтральных смол представляют собой гибридные системы конденсированных, преимущественно ароматических, нафтеновых пяти- и шестичленных и гетероциклических колец с алкильными цепями до С5 по периферии. Асфальтогеновые кислоты - это вязкие темные вещества, практически не отличающиеся от нейтральных смол по физико-химическим свойствам, но более реакционноспособные за счет наличия гидроксильных и карбоксильных групп в молекуле. Принадлежность смеси компонентов к тому или иному классу веществ определяется по растворимости в различных растворителях. Нейтральные смолы растворимы как в полярных, так и в неполярных растворителях. Асфальтогеновые кислоты лучше растворяются в органических растворителях и в щелочах [3].

Смолы состоят из полярных молекул, часто содержащих гетероатомы, такие как азот, кислород или сера и неполярных парафиновых групп [12]. Из-за сходства состава смол и асфальтенов можно считать, что смолы являются предшественниками асфальтенов [13]. Молекулярная масса (400 до 1600 а.е.м) и полярность смол выше, чем у насыщенных и ароматических углеводородов, но меньше чем у асфальтенов. По сравнению с асфальтенами смолы имеют меньшую степень ароматичности, большую долю нафтеновых и алифатических структур с высокой долей метильных групп. Элементный состав смол характеризуется высоким атомным отношением (Н/С = 1,33-1,54) т.е. в 1,2-1,7 раза выше, чем у асфальтенов [14].

Смолы способствуют коллоидной растворимости асфальтенов в

углеводородной среде [15]. Исходя из этого, стабильность нефти можно

представить как трехфазную, тонко сбалансированную систему: асфальтены,

ароматические соединения (включая смолы) и насыщенные УВ [16].

Предлагаемая модель взаимодействия смолы/асфальтены заключается в том,

что полярные концевые группы смол взаимодействуют с мицеллами,

образованными асфальтенами (водородная связь, диполь-дипольные

16

взаимодействия), а парафиновые цепи смол направляются в углеводородную среду. Иллюстрацию взаимодействия смол и асфальтенов можно описать с помощью рисунка 1.1, показывающего баланс сил между адсорбированными молекулами смолы и частицами асфальтенов.

Рис. 1.1. Взаимодействие высокомолекулярных компонетов нефти в НДС, где : 1. Насыщенные УВ, 2. Ароматические УВ, 3. Смола, 4. Асфальтены [17].

Присутствие смол в нефти предотвращает осаждение асфальтенов, удерживая их в объеме нефти. Добавление в нефть растворителя способствует растворению смол, оставляя активные участки асфальтеновых частиц, которые способствуют их агрегации и последующему осаждению [18].

1.2.3. Асфальтены

Асфальтены определяются как фракция сырой нефти, осаждающаяся в пентане, гексане или гептане, но растворимая в толуоле или бензоле. Асфальтены являются наиболее полярными и высокомолекулярными соединениями в сырой нефти [19]. Они содержат несколько полиядерных ароматических структур, окруженных алифатическими радикалами и образуют частицы с молярной массой от 500 до 3 000 а.е.м. Молекулы асфальтенов и смол

имеют структурное сходство, но асфальтены содержат больше конденсированных ароматических колец по сравнению со смолами. Этим объясняется склонность асфальтенов к ассоциации при различных термобарических условиях. С увеличением молекулярной массы асфальтенов увеличивается их ароматичность и доля гетероатомов [17]. Агрегация асфальтенов и образование коллоидных частиц в сырой нефти происходит за счет целого ряда межмолекулярных взаимодействий, таких как водородные связи, ароматические п-п взаимодействия, взаимодействия между полярными группами и электростатическое притяжение между молекулами асфальтенов [20].

Асфальтены чрезвычайно сложны по строению. Кроме того, их обычно классифицируют по классу растворимости, а не по конкретной структуре из-за большого числа разновидностей структурных фрагментов, характерных для асфальтенов. Было предложено несколько моделей в попытке разработать стандартный метод, который мог бы охватить все различные химические структуры асфальтенов и моделировать их [21]. Модель «архипелаг» — несколько ароматических колец появляются как отдельные группы, связанные вместе с помощью алифатических цепей. Нефтяная система является ингибитором агрегирования [22]. Модель «континент» состоит из большой группы конденсированных ароматических колец в центре молекулы асфальтена, которые связаны с несколькими алифатическими ветвями. Нефтяная система является промотором агрегирования [22]. «Анионный континент» - похож на модель «континент», основное различие заключается в отрицательно заряженной группе, которая присоединяется к одной из алифатических цепей, прикрепленных к основной структуре, это придает структуре асфальтенов отрицательный заряд, который увеличивает изменение потенциала асфальтенов и, в свою очередь, значительно влияет на стабильность асфальтенов [23].

Наиболее широко распространенной в настоящее время моделью,

характеризующей структурную организацию асфальтенов, является Модель Йена-Муллинса (рис. 1.2.).

Молекулы Наноагрегаты Кластеры

~1,5нм ~2 им ~5 нм

Рис. 1. 2. Модель Йена-Муллинса, описывающая структурную организацию

асфальтенов [24].

В легких нефтях с низким показателем плотности асфальтены будут присутствовать в виде небольших молекул полиароматических углеводородов со средним диаметром 1,5 нм. В этом случае содержание асфальтенов относительно низкое, и, следовательно, размер асфальтенов достаточно стабилен. В средних нефтях с немного большей плотностью содержание асфальтенов будет выше, и они будут присутствовать в форме наноагрегатов со средним диаметром 2 нм. В тяжелых нефтях содержание асфальтенов относительно высокое и они склонны к агрегированию с образованием кластеров. Размер этих кластеров будет увеличиваться до среднего диаметра 5 нм. Кластеры образуются из комбинации нескольких наноагрегатов [24].

Асфальтены составляют наиболее полярную фракцию сырой нефти из-за

присутствия полярных функциональных групп, содержащих гетероатомы

(кислород, азот, серу) и металлы (ванадий, никель, железо) [25], а также

порфирины, которые являются наиболее химически активной частью в составе

асфальтенов [22]. Считается, что асфальтены и смолы образуются в результате

19

геотермального разложения керогена в течение многих лет. Из-за различий в исходном керогене и условиях разложения асфальтены широко различаются по молекулярной массе, структуре и содержанию гетероатомов [26]. Например, азот встречается в асфальтенах в различных гетероциклических цепях, кислород может быть идентифицирован как карбоксильный, фенольный и кетоновый, в то время как сера находится в форме тиолов, тиофенов, бензотиофенов, дибензотиофенов и нафтебензотиофенов, а также в таких системах, как сульфид, алкил-арил, арил-арил [27]. Примеры структур, присутствующих в асфальтеновой фракции, по данным ИКС, ЯМР1Н и 13С, показаны на рис 1.3. [16].

Рис. 1.3. Средняя структурная модель для изученных фракций асфальтенов [16].

Асфальтены полидисперсны, с типичным атомным соотношением Н/С, варьирующимся от 1,0 до 1,3 [28]. Содержание асфальтенов в нефти может изменяться от 1 % масс. в легких нефтях до 20 % масс. в тяжелых, в зависимости от глубины залегания, плотности нефти, содержания серы и др. [29]. Агрегирование молекул асфальтенов с образованием ассоциатов приводит

к увеличению вязкости нефти. Это происходит по причине образования больших пространственных структур - мицелл, и их количество повышается с увеличением молекулярной массы асфальтенов. Таким образом, повышенное содержание в нефти асфальтенов - одна их главных причин высокой вязкости и плотности нефти, причем, при увеличении степени агрегации частиц асфальтенов наблюдается скачкообразное повышение вязкости. Кроме того, было обнаружено [30], что высокие значения ароматичности асфальтенов коррелируются с высокой плотностью и низкими отношениями Н/С.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Мансур Гинва, 2023 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Etherington J.R., McDonald I.R. Is bitumen a petroleum reserve? //SPE annual technical conference and exhibition. - OnePetro, 2004.

2. Demirbas, A. Recovery of gasoline-range hydrocarbons from petroleum basic plastic wastes / A. Demirbas, O. Taylan // Petroleum Science and Technology. -2015. - Vol.33. - № 23-24. - Р. 1883-1889.

3. Рябов, В.Д. Химия нефти и газа: учеб. пособие / В.Д. Рябов. - М.: ИД «ФОРУМ», 2009. - 336 с.

4. Химия нефти и газа / Под ред. А.Е. Драбкин, В. А. Проскуряков. - 3-е изд. -СПб.: Химия, 1995. - 448 с.

5. Особенности содержания кристаллической фазы н-алканов в компонентах парафинистых нефтей и их отложениях / Д.А. Ибрагимова, А.Г. Сафиулина, А.И. Лахова [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2016. - № 8. - С. 126-128.

6. Иванова, Л.В. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения/ Л.В. Иванова, Е.А. Буров, В.Н. Кошелев // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2011. - №1. - С. 268284.

7. Технология переработки нефти. В 2-х частях. Часть первая, Первичная переработка нефти / Под. ред. О.Ф. Глаголевой и В.М. Капустина. - М.: Химия, КолосС, 2006. - 400 с.

8. Selley, R.C. Elements of Petroleum Geology / R.C. Selley, S.A. Sonnenberg . -3nd ed. Academic Press, 2015. -528 p.

9. Demirbas, A. Removing of resins from crude oils / A. Demirbas, O. Taylan // Petroleum Science and Technology. - 2016. - Vol. 34. - № 8. - Р. 771-777.

10. Повышение эффективности переработки нефти и использования получаемых продуктов : монография / В.И. Бархатов, И.П. Добровольский. Челябинск : Изд-во Челяб. гос. ун-та, 2013. 322 с.

138

11. Abdel-Raouf, M.E.S. Crude oil emulsions-composition, stability and characterization / M.E.S. Abdel-Raouf. - Croatia: Intech, 2012. - 230 p.

12. Demirbas, A. API gravity, sulfur content, and desulfurization of crude oil / A. Demirbas, H. Alidrisi, M.A. Balubaid // Petroleum Science and Technology. -2015. - Vol. 33. - No. 1. - P. 93-101.

13. Subfractionation, characterization and photooxidation of crude oil resins / A. Boukir, E. Aries, M. Guiliano [et al.] // Chemosphere. - 2001. - Vol. 43. - № 3. -P. 279-286.

14. Aske, N. Determination of saturate, aromatic, resin, and asphaltenic (SARA) components in crude oils by means of infrared and near-infrared spectroscopy / N. Aske, H. Kallevik, J. Sjoblom // Energy & Fuels. - 2001. - Vol.15. - № 5. - P. 1304-1312.

15. Shkalikov, N.V. Peculiarities of asphaltene precipitation in n-alkane-oil systems / N.V. Shkalikov, S.G. Vasil'ev, V.D. Skirda // Colloid journal. - 2010. - Vol. 72. -№ 1. - P. 133-140.

16. Asphaltenes: structural characterization, self-association, and stability behavior / O. León, E. Rogel, J. Espidel [et al.] // Energy & Fuels. - 2000. - Vol. 14. - No. 1. - P. 6-10.

17. The relationship between SARA fractions and crude oil stability / S. Ashoori, M. Sharifi, M. Masoumi [et al.] // Egyptian Journal of Petroleum. - 2017. - Vol. 26. -No. 1. - P. 209-213

18. Andersen, S.I. Thermodynamic models for asphaltene solubility and precipitation / S.I. Andersen, J.G. Speight // Journal of Petroleum Science and Engineering. -1999. - Vol. 22. - № 1-3. - P. 53-66.

19. Lee, R.F. Agents which promote and stabilize water-in-oil emulsions / R.F. Lee // Spill Science & Technology Bulletin. - 1999. - Vol. 5. - No. 2. - P. 117-126.

20. Alhreez, M. Molecular structure characterization of asphaltene in the presence of inhibitors with nanoemulsions / M. Alhreez, D. Wen // RSC advances. - 2019. -Vol. 9. - № 34. - Р. 19560-19570.

21. Critical review of asphaltene properties and factors impacting its stability in crude oil / S. Fakher, M. Ahdaya, M. Elturki [et al.] // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. - 2020. - Vol. 10. - No. 3. - P. 11831200.

22. Состав, свойства, структура и фракции асфальтенов нефтяных дисперсных систем / Г.А. Галимова, Т.Н. Юсупова, Д.А. Ибрагимова [и др.] // Вестник Казанского технологического университета. - 2015. - Т. 18. - № 20. - С. 6064.

23. Kuznicki, T. Molecular dynamics study of model molecules resembling asphaltene-like structures in aqueous organic solvent systems / T. Kuznicki, J.H. Masliyah, S. Bhattacharjee // Energy & Fuels. - 2008. - Vol. 22. - № 4. - P. 23792389.

24. Mullins, O.C. The asphaltenes / O.C. Mullins // Annual review of analytical chemistry. - 2011. - Vol. 4. - P. 393-418.

25. Effects of asphaltenes and organic acids on crude oil-brine interfacial viscoelasticity and oil recovery in low-salinity waterflooding / G. Garcia-Olvera, T.M. Reilly, T.E. Lehmann [et al.] // Fuel. - 2016. - Vol. 185. - P. 151-163.

26. Mason, T.G. Asphaltene nanoparticle aggregation in mixtures of incompatible crude oils / T.G. Mason, M.Y. Lin // Physical Review E. - 2003. - Vol. 67. - No. 5. - Art. No. 050401.

27. Speight, J.G. Chemical and physical studies of petroleum asphaltenes / J.G. Speight // Developments in petroleum science. - Elsevier. - 1994. - Vol. 40. - P. 7-65.

28. Spiecker, P.M. Aggregation and solubility behavior of asphaltenes and their subfractions / P.M. Spiecker, K.L. Gawrys, P.K. Kilpatrick // Journal of colloid and interface science. - 2003. - Vol. 267. - № 1. - P. 178-193.

29. Магарил, Р.З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти: учеб. Пособ / Р.З. Магарил. - М.: КДУ, 2008. - 280 с.

30. Carbognani, L. Dissolution of solid deposits and asphaltenes isolated from crude oil production facilities / L.Carbognani // Energy & fuels. - 2001. - Vol. 15. - № 5. - P. 1013-1020.

31. Carbognani, L. Complex nature of separated solid phases from crude oils / L. Carbognani, M. Orea, M. Fonseca // Energy & fuels. - 1999. - Vol. 13. - № 2. - P. 351-358.

32. Ganeeva, Y.M. Waxes in asphaltenes of crude oils and wax deposits / Y.M. Ganeeva, T.N. Yusupova, G.V. Romanov // Petroleum Science. - 2016. - Vol. 13.

- No. 4. - P. 737-745.

33. Kelechukwu, E. M. Influencing factors governing paraffin wax deposition during crude production / E.M. Kelechukwu, H.S.S. Al Salim , A.A.M. Yassin // International Journal of Physical Sciences. - 2010. - Vol. 5. - № 15. - P. 23512362.

34. Шарифуллин, А.В. Особенности состава и строения нефтяных отложений / А.В. Шарифуллин, Л.Р. Байбекова, А.Т. Сулейманов // Технологии нефти и газа. - 2006. - № 6. - С. 19-24.

35. Bidmus, H.O. Heat-transfer analogy for wax deposition from paraffinic mixtures / H.O. Bidmus, A.K. Mehrotra // Industrial & engineering chemistry research. -2004. - Vol. 43. - №. 3. - P. 791-803.

36. Garcia, M.C. Asphaltene- paraffin structural interactions. Effect on crude oil stability / M.C. Garcia, L. Carbognani // Energy & fuels. - 2001. - Vol. 15. - №. 5.

- P. 1021-1027.

37. Holder, G.A. Wax crystallization from distillate fuels: I. cloud and pour phenomena exhibited by solutions of binary n-paraffin mixtures / G.A. Holder, J. Winkler // J. Inst. Petrol. - 1965. - Vol. 51. - № 499. - P. 228-235.

38. The influence of alkane class-types on crude oil wax crystallization and inhibitors efficiency / M.C. Garcia, L.Carbognani, M. Orea [et al.] //Journal of petroleum science and engineering. - 2000. - Vol. 25. - № 3-4. - P. 99-105.

39. Агаев, С.Г. Ингибирование химическими реагентами асфальто смоло-парафиновых отложений Вынгапуровского и Аганского месторождений нефти Тюменской области / С.Г. Агаев, А.Н. Гребнев, А.А. Гурова // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2009. - № 1. - С. 55-61.

40. Garcia, M. C. Crude oil wax crystallization. The effect of heavy n-paraffins and flocculated asphaltenes / M. C. Garcia // Energy & fuels. - 2000. - Vol. 14. - № 5.

- P. 1043-1048.

41. Goual, L. Petroleum asphaltenes / L. Goual //Crude oil emulsions—composition stability and characterization, ed. ME Abdul-Raouf. - 2012. - С. 27-42.

42. Турукалов, М.Б. Образование АСПО в нефтедобыче: альтернативный взгляд на механизм / М.Б. Турукалов, В.М.Строганов, Ю.П Ясьян // Нефтепереработка и нефтехимия. - 2007. - №7. - С. 31-34.

43. Шихиев, Я. Д. Методы предотвращения и борьбы с отложениями АСПО / Я. Д. Шихиев // Международный студенческий научный вестник. - 2015. - № 6.

- С. 133. - 136.

44. Тронов, В. П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними / В. П. Тронов. - М.: Недра, 1970. - 192 с.

45. Учет особенностей образования асфальтосмолопарафиновых отложений на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / М. Ш. Каюмов, В. П. Тронов, И. А. Гуськова [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 3. - С. 4849.

46. Гуторов, А.Ю. Петрова Л.В. Механизм и условия образования асфальтосмолопарафиновых отложений в условиях завершающейся стадии разработки нефтяных месторождений // Нефтепромысловое дело. - 2014. - № 2. - С. 23-27.

47. Рагулин, В.В. Исследование особенностей измерения температуры насыщения нефти парафином и разработка рекомендаций по предотвращению его отложений: дис. ... канд. техн. наук: 05.15.06 / Рагулин Виктор Владимирович. - Уфа, 1980. - 163 с.

48. Можайская, М.В. Влияние состава и строения высокомолекулярных углеводородов и смолисто асфальтеновых веществ на образование осадка в нефтях: дисс. .канд. хим. наук: 02.00.13 / Можайская Марина Владимировна. - Томск, 2011. - 113 с.

49. Прогнозирование проблем при добыче нефти на основе анализа их химического состава и физико-химических свойств. / Е.Е. Барская, Ю.М. Танеева, Т.Н. Юсупова [и др.] // Вестник Казанского технологического университета. - 2012. - Т. 15. - № 6. - С. 166-169.

50. Моделирование процесса осадкообразования в зависимости от состава асфальтено-смоло-парафиновых компонентов / М.В. Можайская, Г.С. Певнева, В.Г. Сурков [и др.] // Нефтепереработка и нефтехимия. - 2007. - № 12. - С. 32-35.

51. Bidmus, H.O. Heat-transfer analogy for max deposition from paraffinic mixtures / H.O. Bidmus, A.K. Mehrotra // Ind & Chem Res - 2004. - Vol. 43 - P. 3 -791. -803.

52. Баймухаметов, М.К. Совершенствование технологий борьбы с АСПО в нефтепромысловых системах на месторождениях Башкортостана: дисс. .канд. тех. наук: 25.00.17 / Баймухаметов Мурат Казбекович. - Уфа, 2005. -134 с.

53. Сафиева, Р.З. Химия нефти и газа. Нефтяные дисперсные системы: состав и свойства (часть 1): Учебное пособие / Р.З. Сафиева- М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. -112 с.

54. A review on the effects of emulsions on flow behaviours and common factors affecting the stability of emulsions / J.S. Lim, S.F. Law, Y. Samyudia [et al.] //Journal of Applied Sciences. - 2015. - Vol. 15. - № 2. - P. 167-172.

55. Miri light crude water-in-oil emulsions characterization-Rheological behaviour, stability and amount of emulsions formed / S.F. Wong, S.S. Dol, S.K. Wee [et al.] //Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2018. - Vol. 165. - P. 58-66.

56. Crude oil emulsion properties and their application to heavy oil transportation / D. Langevin, S. Poteau, I. Henaut [et al.] // Oil & gas science and technology. -2004. - Vol. 59. - No. 5. - P. 511-521.

57. Davis, H. T. Factors determining emulsion type: Hydrophile—lipophile balance and beyond / H.T. Davis // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. - 1994. - Vol. 91. - P. 9-24.

58. Basics of pharmaceutical emulsions: A review / A. K. Barkat, A. Naveed, M. S. K. Haji [et al.] // African Journal of Pharmacy and Pharmacology. - 2011. - Vol. 5. - № 25. - P. 2715-2725.

59. Fingas, M. Studies of the formation process of water-in-oil emulsions / M. Fingas, B. Fieldhouse // Marine pollution bulletin. - 2003. - Vol. 47. - № 9. - P. 369-396.

60. Fingas, M. Formation of water-in-oil emulsions and application to oil spill modelling / M. Fingas, B. Fieldhouse // Journal of hazardous materials. - 2004. -Vol. 107. - № 1-2. - P. 37-50.

61. Fingas M. et al. Water-in-oil emulsions: formation and prediction //Handbook of Oil Spill Science and Technology. - 2014. - Т. - Vol. 225. - P. 1-12.

62. Ortiz, D. P. Effect of surfactants on interfacial films and stability of water-in-oil emulsions stabilized by asphaltenes / D. P. Ortiz, E. N. Baydak, H. W. Yarranton // Journal of colloid and interface science. - 2010. - Vol. 351. - № 2. - P. 542-555.

144

63. Role of naphthenic acids in emulsion tightness for a low-total-acid-number (TAN)/high-asphaltenes oil / V. Pauchard, J. Sjoblom, S. Kokal [et al.] // Energy & fuels. - 2011. - Vol. 23. - № 3. - P. 1269-1279.

64. Canevari, G. P. The formulation of an effective demulsifier for oil spill emulsions / G. P. Canevari // Marine Pollution Bulletin. - 1982. - Vol. 13. - № 2. - P. 49-54.

65. Development of a Methodology for the Optimization of Dehydration of Extra-Heavy Oil Emulsions / C. Dalmazzone, C. Noik, P. Glenat [et al.] // SPE Journal. -2010. - Vol. 25. - P. 729-736.

66. Schubert, H. Principles of formation and stability of emulsions / H. Schubert, H. Armbruster // International chemical engineering. - 1992. - Vol. 2. - № 1. - P. 1428.

67. Schramm, L.L. Emulsions: fundamentals and applications in the petroleum industry / Schramm L.L. // Adv. Chem. - 1992. - Vol. 231.- P. 1-49.

68. Kokal, S.L. Crude oil emulsions: A state-of-the-art review / S. L. Kokal // SPE Production & facilities. - 2005. - Vol. 20. - № 1. - P. 5-13.

69. McClements, D.J. Lipid oxidation in oil in water emulsions: Impact of molecular environment on chemical reactions in heterogeneous food systems / D.J. McClements, E.A. Decker // Journal of food science. - 2000. - Vol. 65. - № 8. -P. 1270-1282.

70. Kokal, S.L. Crude Oil Emulsions Petroleum Engineering: Handbook / Kokal S.L. - Texas: Society, 2006. - 570 c.

71. Sullivan, A.P. The effects of inorganic solid particles on water and crude oil emulsion stability / A.P. Sullivan, P.K. Kilpatrick // Industrial & engineering chemistry research. - 2002. - Vol. 41. - № 14. - P. 3389-3404.

72. Nour, A. H. Water-in-crude oil emulsions: its stabilization and demulsification / A.H. Nour, R.M. Yunus, H. Anwaruddin // Journal of Applied Sciences. - 2007. -Vol. 7. - № 22. - P. 512-3517.

73. Schramm, L.L. Surfactants and their applications / L.L. Schramm, E.N. Stasiuk, D.G. Marangoni // Annu. Rep. Prog. Chem., Sect.C: Phys. Chem. - 2003. - Vol. 99. - P. 3-48.

74. 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. - № 1. - P.244-253.

75. 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. - № 3. -P. 333-337.

76. Influence of the salinity on the interfacial properties of a Brazilian crude oil-brine systems / D. R. Alves, J. S. Carneiro, I. F. Oliveira [et al.] // Fuel. - 2014. - Vol. 118. - P. 21-26.

77. Oloro, J. Effect of pH and API gravity on the water-in-oil emulsion stability / J. Oloro // Journal of Applied Sciences and Environmental Management. - 2007. -Vol. 22. - № 6. - P. 925-928.

78. Arroussi, M. The Effect of water content, pH, salinity and temperature on the stability and surface tension of Russian Urals crude oil emulsion / M. Arroussi, J. Mensah, A. Arroussi // Вестник Тамбовского государственного технического университета. - 2019. - Т. 25. - № 2. - С. 256-270.

79. Strassner, J.E. Effect of pH on interfacial films and stability of crude oil-water emulsions / J.E. Strassner // Journal of Petroleum Technology. - 1968. - Vol. 20. -№ 3. - P. 303-312.

80. Influence of water content and temperature on stability of W/O crude oil emulsion / B. Xu, W. Kang, X. Wang [et al.] // Fuel. - 2013. - Vol. 31. - № 10. - P. 10991108.

81. Al-Sabagh, A.M. Efficiency of polyalkylphenols-polyalkylenepolyamines-formaldehyde ethoxylates as de-emulsifiers for water-in-crude oil-emulsions /

A.M. Al-Sabagh, N.N. Zaki // Tenside Surfactants and Detergents. - 1997. - Vol. 34. - № 1. - P. 12-17.

82. Al-Sabagh, A. M. Functions of demulsifiers in the petroleum industry / A.M. Al-Sabagh, N.G. Kandile, M.R. Noor El-Din // Separation Science and Technology. -2011. - Vol. 46. - № 7. - P. 1144-1163.

83. Ghannam, M.T. Water-in-crude oil emulsion stability investigation / M.T. Ghannam // Petroleum science and technology. - 2005. - Vol. 23. - № 5-6. - P. 649-667.

84. Ермаков, С.А. О влиянии асфальтенов на устойчивость водонефтяных эмульсий / С.А. Ермаков, А.А. Мордвинов // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. - 2007. - № 1. - С. 59-59.

85. Effect of resins, waxes and asphaltenes on water-oil interfacial properties and emulsion stability / J. Zhang, D. Tian, M. Lin [et al.] // Fuel. - 2016. - Vol. 507. -P. 1-6.

86. Studies on properties of interfacial active fractions from crude and their effect on stability of crude emulsions / M. Li, J. Guo, M. Lin [et al.] // Journal of dispersion science and technology. - 2006. - Vol. 27. - No. 5. - P. 677-687.

87. Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий / Г.Н. Позднышев. - М.: Недра, 1982. - 220 с.

88. Влияние природных поверхностно-активных веществ на стабилизацию водонефтяных эмульсий / Н.А. Небогина, И.В. Прозорова, Ю.В. Савиных, Н.В. Юдина // Нефтехимия. - 2010. - Т. 50. - № 2. - С. 168-173.

89. Небогина, Н. А. Влияние состава нефти и степени ее обводненности на структурно-механические свойства эмульсий: автореф. дис. ... канд. хим. наук: 02.00.13 / Небогина Надежда Александровна. - Томск, 2009. - 22 с.

90. Влияние природных ПАВ на реологические свойства нефтяных эмульсий /

Ю.В. Лоскутова, Н.А. Небогина, Г.И. Волкова, Н.В. Юдина // X Межд. конф.

"Химия нефти и газа" : тези. докладов- Томск. -2018. -С. 748.

147

91. Bobra, M.A. study of the formation of water-in-oil emulsions / M.A. Bobra // Proceedings of the Thirteenth Arctic and Marine Oilspill Program Technical Seminar, June. - 1990. - P. 6-8.

92. Schorling, P.C. Influence of the crude oil resin/asphaltene ratio on the stability of oil/water emulsions / P.C. Schorling, D.G. Kessel, I. Rahimian // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. - 1999. - Vol. 152. - № 12. - P. 95-102.

93. Гани, Х.Ф. Физико-химические факторы образования и разрушения водонефтяных эмульсий: дис. ... канд. техн. наук: 02.00.13/ Гани Хаттал Фазал. - М.,1976. - 319 с.

94. Effects of petroleum resins on asphaltene aggregation and water-in-oil emulsion formation / P.M. Spiecker, K.L. Gawrys, C.B. Trail [et al.] // Colloids and surfaces A: Physicochemical and engineering aspects. - 2003. - Vol. 220. - № 1(3). - P. 9-27.

95. Singh, S. Fused ring aromatic solvency in destabilizing water-in-asphaltene-heptane-toluene emulsions / S. Singh, J.D. McLean , P.K. Kilpatrick // Journal of dispersion science and technology. - 1999. - Vol. 20. - No. 1(2). - P. 279-293.

96. Spiecker P. M. The impact of asphaltene chemistry and solvation on emulsion and interfacial film formation. - North Carolina State University, 2001.

97. Dewatering of crude oil emulsions 1. Rheological behaviour of the crude oil— water interface / R.A. Mohammed, A.I. Bailey, P.F. Luckham [et al.] // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. - 1993. - Vol. 80. - № 2(3). - P. 223-235.

98. McLean, J.D. Effects of asphaltene aggregation in model heptane-toluene mixtures on stability of water-in-oil emulsions / J.D.McLean, P.K. Kilpatrick // Journal of Colloid and interface Science. - 1997. - Vol. 196. - № 1. - P. 23-34.

99. Kele§oglu, S. Flow properties of water-in-North Sea heavy crude oil emulsions / S. Kele§oglu, B.H. Pettersen, J. Sjoblom // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2012. - Vol. 100. - P. 14-23.

100. George, H.F. Newton's law of viscosity, Newtonian and non-Newtonian fluids / H.F. George, F. Qureshi // Encyclopedia of tribology. - 2013. - P. 2416-2420

101. Rheological properties of heavy & light crude oil mixtures for improving flowability / M.T. Ghannam, S.W. Hasan, B. Abu-Jdayil [et al.] // Journal of petroleum science and engineering. - 2012. - Vol. 81. - P. 122-128.

102. Ariffin, T.S.T. The rheology of light crude oil and water-in-oil-emulsion / T.S. T. Ariffin, E. Yahya, H. Husin // Procedia engineering. - 2016. - Vol.148. - P. 11491155.

103. Johnsen, E.E. Viscosity of 'live'water-in-crude-oil emulsions: experimental work and validation of correlations / E.E. Johnsen, H.P. R0nningsen // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2003. - Vol.38. - № 1(2). - P. 23-36.

104. Viscosity of water-in-oil emulsions: Variation with temperature and water volume fraction / M.A. Farah, R.C. Oliveira, J.N. Caldas [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2005. - Vol. 48. - № 3(4). - P. 169-184.

105. Dan, D. Apparent viscosity prediction of non-Newtonian water-in-crude oil emulsions / D. Dan, G. Jing //Journal of Petroleum Science and Engineering. -2006. - Vol. 53. - № 1-2. - P. 113-122.

106. Anisa, A.I. Affect of Viscosity and Droplet Diameter on water-in-oil (w/o) Emulsions: An Experimental Study / A.I. Anisa, A.H. Nour // World Academy of Science, Engineering and Technology. - 2010. - Vol. 38. - № 4. - P. 691-694.

107. Reddy, S.R. Emulsion stability: determination from turbidity / S.R. Reddy, H.S. Fogler // Journal of Colloid and Interface Science. - 1981. - Vol. 79. - № 1. - P. 101-104.

108. Dukhin, A. Evolution of water-in-oil emulsion controlled by droplet-bulk ion exchange: acoustic, electroacoustic, conductivity and image analysis / A. Dukhin,

149

P. Goetz // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. -2005. - Vol. 253. - № 1(3). - P. 51-64.

109. Энергетика гидромеханического разрушения структуры высокопара-финистых. Автоматизация и информационное обеспечение технологических процессов в нефтяной промышленности нефтей / В.П. Выговской [и др.] // под ред. А. К. Хорькова. - Томск : Изд- во Том. ун-та, 2002. - Т. 2. - 408 с.

110. Петров, А.А. Методика выделения природных стабилизаторов нефтяных эмульсий / А.А. Петров, Г.Н. Позднышев, С.И. Борисов // Нефтяное хозяйство. - 1971. - № 10. - С.52 - 56.

111. Порядок проведения лабораторных и опытно-промысловых испытаний химических реагентов: деэмульгаторов, ингибиторов коррозии, ингибиторов бактерицидов, ингибиторов солеотложений на объектах добычи углеводородного сырья компании. -Москва: ОАО «НК «Роснефть», -2009. - 109 с.

112. Комплексный подход к изучению группового и структурно-группового состава нефтей месторождений Удмуртии / Л.В. Иванова, В.К. Миллер, О.В. Примерова [и др.] // Бутлеровские сообщения. -2014. -Т. 39. - № 8. - С. 5056.

113. Ray, S.S. Effect of aromatics and iso-alkanes on the pour point of different types of lube oils / S. S. Ray, N. K. Pandey, A.K. Chatterjee // Fuel. - 2009. - Vol. 88. -№ 9. - P. 1629-1633.

114. Сафиева, Р.З. Контроль начальных стадий фазообразования в нефтяных дисперсных системах / Р.З. Сафиева // Химия и технология топлив и масел. -2020. - № 2(618). - С. 52-56.

115. Сюняев, З.И. Нефтяные дисперсные системы / З.И. Сюняев, Р.З. Сафиева, Р.З. Сюняев. - 2-е издание. - Москва : Издательство Химия, 1991. - 224 с.

116. Fingas, M. Studies on crude oil and petroleum product emulsions: water resolution and rheology / M. Fingas, B. Fieldhouse // Colloids and Surfaces A:

Physicochemical and Engineering Aspects. - 2009. - Vol.333. - №1(3). - P. 6781.

117. A comparison of various laboratory techniques to measure thermodynamic asphaltene instability / A.K.M. Jamaluddin, J. Creek, C.S. Kabir [et al.] // OnePetro : SPE Asia Pacific Improved Oil Recovery Conference (8-9 October 2001). - Malaysia, 2001. - P. 1-17.

118. Asomaning, S. Test methods for determining asphaltene stability in crude oils / S. Asomaning // Petroleum science and technology. - 2003. - Vol. 21. - №3(4). -P 581-590.

119. Effect of asphaltene characteristics on its solubility and overall stability / A. Prakoso, A. Punase, E. Rogel [et al.] //Energy & Fuels. - 2018. - Vol.32. - №6. -P. 6482-6487.

120. Wang, J. Asphaltene stability in crude oil and aromatic solvents the influence of oil composition / J. Wang, J.S. Buckley // Energy & fuels. - 2003. - Vol. 17. -№6. - P. 1445-1451.

121. Влияние физико-химических методов воздействия на структурно-механические свойствавысокосмолистых нефтей Удмуртии / Л.В. Иванова, В.К. Миллер, В.Н. Кошелев, Д.В.Репин // Технологии нефти и газа. - 2020. -№5(130). - С. 26-31.

122. Небогина, Н.А. Влияние фазовых переходов в высокопарафинистой нефти и эмульсиях на структурно-реологические свойства / Н.А. Небогина, Н.В. Юдина // Нефтехимия. - 2020. - Т. 60. - № 4. - С. 511-519.

123. Кирбижекова, Е.В. Влияние содержания и минерализации водной фазы эмульсий на состав асфальтосмолопарафиновых отложений : специальность 02.00.13 "Нефтехимия" : диссертация на соискание ученой степени кандидата химических наук / Кирбижекова Екатерина Владимировна. -Томск, 2013. -136 с.

124. The effect of asphaltenes on the gelation of waxy oils / R. Venkatesan, J.A. Ostlund, H. Chawla // Energy & fuels. - 2003. - Vol. 17. - №6. - P. 1630-1640.

125. Кирсанов, Е.А. Высокопарафинистая нефть как дисперсная система. Выбор уравнения течения /Е. А. Кирсанов //Коллоидный журнал. - 1994. - Т. 56. - №. 3. - С. 393-399.

126. Study on Thixotropic Properties of Waxy Crude Oil Based on Hysteresis Loop Area / L. Guo, Y. Wang, S. Shi [et al.] //Engineering. - 2015. - Vol. 7. - №7. - P. 469-476.

127. Николаев, А.К. Тиксотропия Изучение явления на примере нефти восточно-бирлинского месторождения / А.К. Николаев, Н.А. Зарипова, Е.С. Деменин // Деловой журнал Neftegaz.RU. - 2018. - № 2(74). - С. 92-95.

128. Миллер В.К. Комплексный подход к решению проблемы асфальтосмолопарафиновых отложений из высокообводненных нефтей (на примере нефтей месторождений Удмуртии): Дис. на соиск. учен. степ. канд. хим. наук: 02.00.13 / Миллер Вероника Константиновна; РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. - Москва, 2016. - 196 с.

129. Сахабутдинов Р.З, Губайдуллин Ф.Р. Особенности формирования и разрушения водонефтяных эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». 2005. 324с.

130. Wong, S.F. Crude oil emulsion: A review on formation, classification and stability of water-in-oil emulsions / S.F. Wong, J.S. Lim, S.S. Do // Journal of Petroleum Science and Engineering - 2015.-№ 135.-Р. 498-504.

131. Crude oil families in the Euphrates Graben (Syria) / A. Aldahik, H.M. Schulz, B. Horsfield [et al.] // Marine and Petroleum Geology. - 2017. - Vol. 86. - P. 325342.

132. Иванова Л.В., Миллер В.К., Кошелев В.Н., Рябов В.Д., Сокова Н.А. Влияние группового химического состава межфазного слоя водонефтяной

эмульсии смолистой нефти на процесс осадкообразования // Бутлеровские сообщения. 2017. Т. 51. № 7. С. 61-68.

133. Влияние смол и асфальтенов на структурно-реологические свойства нефтяных дисперсных систем / Д.В. Нелюбов, Л.П. Семихина, Д.А. Важенин, И.А. Меркульев // Нефтехимия. - 2017. - Т. 57, № 2. - С. 143-148.

134. Аг^йп, Т^. The rheology of light crude oil and water-in-oil-emulsion // Т^. АпШп, Е. Yаhyа // Procedia engineering. - 2016. - Т. 148. - С. 1149-1155.

135. light crude water-in-oil emulsions characterization-Rheological behaviour, stability and amount of emulsions formed / S.F. Wong, H.B.Chua // J. of Petroleum Sci. and Engin. - 2018. - Vol. 165. - P.58-66.

136. Евдокимов, И.Н. Проблема инверсии в промысловых водонефтяных эмульсиях / И.Н. Евдокимов, А.П. Лосев // Бурение и нефть. - 2010. - № 3. -С. 16-17.

137. Mahon A.J. I nterfacial aspects of water-in-crude oil emulsion stability // Emulsions - A Fundamental and Practical Approach. - Dordrecht-Boston-London: Kluwer Academic Pudlishers. - 1992. - P. 135-156.

138. Effect of water fraction on rheological properties of waxy crude oil emulsions / S. Li, Q. Huang, M. He [et al.] //Journal of dispersion science and technology. -2014. - Vol. 35. - №8. - Р. 1114-1125.

139. Study on the thixotropy and structural recovery characteristics of waxy crude oil emulsion / L.P. Guo, X. Han, Y. Lei [et al.] //Petroleum Science. - 2021. - Vol. 18. - №4. - Р. 1195-1202.

140. Миллер В.К., Иванова Л.В., Пугачева Ю.А., Кошелев В.Н. Влияние степени обводненности и минерализации водной фазы на образование асфальтосмолопарафиновых отложений из нефтей месторождений Удмуртии // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. 2015. № 3 (280). С. 117-126.

141. Промысловая химия: Учебное пособие: М.А. Силин, Л.А. Магадова, Толстых Л.И. и др. - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2016. - 350 с.: ил

142. О влиянии свойств нефтей на качество сбрасываемой воды при предварительном обезвоживании продукции скважин / М.Н. Персиянцев, А.В. Гришагин, В.В. Андреев [и др.] //Нефтяное хозяйство. - 1999. - №. 3. -С. 47-49.

143. Влияние температуры формирования эмульсий на их структурно-реологические характеристики и эффективность ингибирующей присадки / И.В. Прозорова, Н.А. Небогина, Н.В. Юдина, О.А. Казанцев // Нефтяное хозяйство. - 2021. - № 9. - С. 100-104.

144. Kilpatrick, P.K. Water-in-crude oil emulsion stabilization: review and unanswered questions / P.K. Kilpatrick // Energy & Fuels. - 2012. - Vol. 26. - №. 7. - P. 4017-4026.;

145. Трофимова, Е.П. Проблемы образования и разделения аномально устойчивых нефтяных эмульсий на объектах подготовки нефти / Е.П. Трофимова, Е.С. Сорокина, К.Х. Паппел // Мир нефтепродуктов. - 2019. - № 7. - С. 6-9.

146. Акберова, А.Ф. Интенсификация процесса разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий с использованием новых эффективных композиционных деэмульгаторов / А.Ф. Акберова // Нефтегазовое дело. -2019. - Т. 17. - № 2. - С. 68-73.

147. Влияние реагентов многофункционального действия марки "СТХ-ДП" на свойства нефтяных эмульсий / Ю.А. Ковальчук, Р.Ф. Хамидуллин, Н.Ю. Башкирцева [и др.] // Технологии нефти и газа. - 2010. - № 2(67). - С. 15-19.

148. Моделирование процессов образования и разрушения эмульсии при

термохимической подготовке нефти / А.Г.Рзаев, Г.И. Келбалиев, Г.Р.

Мустафаева и др //Химия и технология топлив и масел. - 2018. - №3(607) - С. 7-14.

149. Application of ultrasonic treatment for demulsification of stable water-in-oil emulsions / Y.N. Romanova, T.A. Maryutina, N.S. Musina et al. //Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2022. - Vol. 209. - P. 109977.

150. Волкова Г.И, Юдина Н.В. Влияние ультразвуковой обработки на разрушение устойчивых водонефтяных эмульсий / Г.И. Волкова, Н.В. Юдина // Нефтяное хозяйство. - 2021. - №2 . - С.92-98.

151. Учаев, А. Я. Разработка композиционных составов на основе ПАВ для разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий : специальность 02.00.11 "Коллоидная химия" : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Учаев Артем Ярославович. - Москва, 2013. - 121 с.

152. Water-in-oil emulsions separation using an ultrasonic standing wave coalescence chamber / C.M. Giraldo Atehortúa, N. Pérez, M.A. Brizzotti Andrade et al. // Ultrasonics sonochemistry. - 2019. - Vol. 57. - P. 57-61.