Обзор значения деэмульгаторов в нефтепереработке и эффективных методов их применения



Цитировать

Полный текст

Аннотация

Характерной особенностью современного этапа развития нефтяной и газовой промышленности Казахстана является переход многих разрабатываемых крупных нефтяных месторождений на стадию падающей добычи. Особенности разработки месторождений высоковязкой нефти обуславливают ряд распространенных проблем, с которыми сталкиваются нефтяные компании. Прежде всего, к ним относятся осложнения эксплуатации нефтепромыслового оборудования, снижение межремонтного периода эксплуатации наземного и скважинного оборудования, аварийность оборудования из-за роста нагрузок, низкая рентабельность эксплуатации скважин, проблемы утилизации и рационального использования попутного нефтяного газа, и, как следствие, предельно низкая рентабельность освоения и эксплуатации месторождения. До сегодняшнего дня проводились многочисленные исследования для изучения механизмов эмульгирования и деэмульгирования. Устойчивые эмульсии имеют как технические, так и коммерческие последствия в отрасли, особенно с точки зрения очистных сооружений, переработки и транспортировки. Эффективная обработка необходима для обеспечения оптимального производства углеводородов. В настоящей статье рассматривается опубликованная работа по образованию нефтяных эмульсий, деэмульгирующей обработке, характеристикам подходящих для данной цели деэмульгаторов, а также механизмы образования нефтяных эмульсий. Сырая нефть сочетается с природными поверхностно-активными веществами, имеющими высокую тенденцию к образованию стабильной эмульсии. Стабильная эмульсия должна быть хорошо обработана для соответствия промышленным требованиям. Поэтому фундаментальные исследования природных поверхностно-активных веществ, которые способствуют стабильности эмульсии, анализируются для эффективного разделения эмульсий на нефть и воду. Это будет включать оценку различных опубликованных механизмов эмульгирования и правильную формулу для эффективной деэмульгации.

Список литературы

  1. 1. Маркин А.Н., Низамов Р.Э., Суховерхов С.В. Нефтепромысловая химия: практическое руководство. Владивосток: Дальнаука. 2011. 288 с. https://www.geokniga.org/books/12829
  2. 2. Казымов Ш.П. Технология разрушения эмульсий в призабойной зоне скважин. Нефтепромысловое дело. 2011. № 4. С. 44-46. https://www.researchgate.net/publication/297715344_Tehnologia_razrusenia_emulsij_v_prizabojnoj_zone_skvazin
  3. 3. Фаттахов Р.Б., Сахабутдинов Р.З., Пергушев Л.П. Сравнительные промысловые исследования центробежного и мультифазного насосов. Нефтепромысловое дело. 2011. № 3. С. 22-24. https://www.dissercat.com/content/kompozitsionnye-sostavy-dlya-protsessov-podgotovki-ustoichivykh-promyslovykh-emulsii
  4. 4. Зейгман Ю.В., Колонских А.В. Оптимизация работы УЭЦН для предотвращения образований осложнений. Нефтегазовое дело. 2005. С. 1-9. https://ogbus.ru/files/ogbus/authors/Zeigman/Zeigman_1.pdf
  5. 5. Габдуллин Р.Ф. Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН в осложненных условиях. Нефтяное хозяйство. 2002. № 4. С. 62-64. https://www.oil-industry.net/Journal/archive_detail.php?ID=433&art=2014
  6. 6. Иванов В.Н., Левин Ю.В. Основные задачи развития и совершенствования установок электроприводных центробежных насосов. УКАНГ. 2004. № 1. С.33-36.
  7. 7. Шевляков М.В. Физико-химические основы процесса формирования и стабилизации водонефтяных эмульсий высокопарафинистых нефтей. Новый университет. 2011. № 3. С. 30-35.
  8. 8. Пивоварова Н.А., Кириллова Л.Б., Такаева М.А. и др. О свойствах и строении нефтяных дисперсных систем. Вестник АГНТУ. 2008. № 6. С.138-143.
  9. 9. Урьев Н.Б. Физико-химическая динамика дисперсных систем. Успехи химии. 2004. Т. 73. № 1. С. 39-62. https://www.uspkhim.ru/php/paper_rus.phtml?journal_id=rc&paper_id=861
  10. 10. Ермаков С.А., Мордвинов А.А. О влиянии асфальтенов на устойчивость водонефтяных эмульсий. Нефтегазовое дело. 2007. № 1. С. 1-9. https://ogbus.ru/files/ogbus/authors/Ermakov/Ermakov_1.pdf
  11. 11. Небогина Н.А. Влияние состава нефти и степени ее обводненности на структурно-механические свойства эмульсий: автореф. дис. … канд. хим. наук: 02.00.13. Томск, 2009. 22 с. https://www.dissercat.com/content/vliyanie-sostava-nefti-i-stepeni-ee-obvodnennosti-na-strukturno-mekhanicheskie-svoistva-emul
  12. 12. Небогина Н.А., Прозорова И.В., Юдина Н.В. Процесс стабилизации и осадкообразования водно-нефтяных систем. Нефтегазовое дело. 2007. № 12. С. 1-7.
  13. 13. Крикунов В.В., Бобров Е.В., Шилов В.И. и др. Реологические свойства водонефтяных эмульсий, образованных высокоминерализованными пластовыми рассолами. Вестник Тюменского гос. ун-та. - 2007. - № 3. - С. 10-20. https://cyberleninka.ru/article/n/reologicheskie-svoystva-vodoneftyanoy-emulsii-archinskogo-mestorozhdeniya
  14. 14. Кирбижекова Е.В., Прозорова И.В., Юдина Н.В., Марголис Н.Ю. Зависимость реологических свойств водонефтяных эмульсий от содержания и минерализации водной фазы. Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 10. - С. 112-115.
  15. 15. Moradi M. Effect of salinity on water-in-crude emulsion: evaluation through drop-size distribution proxy. Energy and Fuels. - 2011. - № 24 (1). - Р. 260-268. doi: 10.1021/ef101236h
  16. 16. Хисамов Р.С., Файзуллин Н.Н., Шарафутдинов В.Ф. и др. Динамика дисперсного строения нефтей на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения. Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 7. - С. 55-57.
  17. 17. Петрова Л.М., Романов Г.В., Фосс Т.Р., Аббакумова Н.А. Изменение состава нефти в процессе добычи. Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 7. - С. 62-64.
  18. 18. Ахмадиева А.Ш., Мингазов Р.Р., Рахматуллин Р.Р. и др. Оценка структурно-механической прочности межфазных слоев нефть-вода. Вестник Казанского технологического университета. - 2013. Т. 16. - № 11. - С. 242-244.
  19. 19. Сахабутдинов Р.З., Космачева Т.Ф., Губайдуллин Ф.Р., Татьянина О.С. Причины повышения устойчивости водонефтяных эмульсий. Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 1. - С. 74-77.
  20. 20. Хамидуллин Р.Ф., Мингазов Р.Х., Хамиди М.Р. и др. Оценка количественного содержания дисперсных частиц – как стабилизаторов нефтяной эмульсии (суспензии). Вестник Казанского технологического университета. - 2013. - Т. 16. - № 11. - С. 281-286.
  21. 21. Шарифуллин А.В., Байбекова Л.Р., Хамидуллин Р.Ф., Фаррахова Л.Ф. Особенности структурно-группового состава асфальто-смоло-парафиновых отложений. Вестник Казанского технологического университета. - 2006. - № 1. - С. 190-198.
  22. 22. Smith D.F. Petroleomics. Applications of Fourier Transform Ion Cyclotron Resonance Mass SpectrometryCrude Oil and Bitumen Analysis:Thesis. Tallahassee: Florida State University, 2007. - 198 p.
  23. 23. Smith D.F., Schaub T.M., Rahimi P. Self-Association of Organic Acids in Petroleum and Canadian Bitumen Characterized by Low- and High-Resolution Mass Spectrometry. Energy and Fuels. - 2007. - № 21 (3). - Р. 1309-1316. doi: 10.1021/ef060387c
  24. 24. Auflem I.H. Influence of Asphaltene Aggregation and Pressure on Crude Oil Emulsion Stability: Dr. Ing. Thesis. -Trondheim: Norwegian University of Science and Technology, 2002. - 58 p.
  25. 25. Auflem I.H., Havre T.E, Sjöblom J. Near-IR study on thedispersive effects of amphiphiles and naphthenic acids on asphaltenes in model heptane-toluene mixtures. Colloid and Polymer Science. - 2002.- № 280 (8). - Р. 695-700.
  26. 26. Havre T.E. Formation of Calcium Naphthenate in Water/OilSystems, Naphthenic Acid Chemistry and Emulsion Stability: Dr. Ing. Thesis. - Trondheim:Norwegian University of Science and Technology, 2002. - 71 p.
  27. 27. Varadaraj R., Brons C. Molecular Origins of Heavy Oil Interfacial Activity Part 1: Fundamental Interfacial Properties of Asphaltenes Derived from Heavy Crude Oils and Their Correlation to Chemical Composition. Energy and Fuels. - 2007. - № 21. - Р. 195-198. doi: 10.1021/ef0604240
  28. 28. Кутырев Е.Ф., Рамазанов Р.У., Каримов А.А. О роли газа при формировании эмульсий в процессах нефтедобычи. Нефтепромысловое дело - 2008. - № 6. - С. 52-55.
  29. 29. Тронов В.П. Взаимовлияние смежных технологий при разработке нефтяных месторождений. - Казань: Изд-во «Фэн», 2006. - 736 с.
  30. 30. Евдокимов И.Н., Елисеев Н.Ю., Иктисанов В.А. Особенности формирования промежуточных слоев в водонефтяных эмульсиях. ХТТМ. - 2005. - № 4. – С. 37-39.
  31. 31. Ширеев А.И., Тронов В.П., Исмагилов И.Х., Сахабутдинов Р.З. Основные причины повышения устойчивости нефтяных эмульсий в процессе добычи, сбора и внутрипромыслового транспорта. Cб. научн. трудов ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2000. - С. 234-238.
  32. 32. Губайдуллин Ф.Р., Космачева Т.Ф., Тронов В.П., Сахабутдинов Р.З. Методы стабилизации работы установок подготовки нефти. Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 3. - С.66-68.
  33. 33. Космачева Т.Ф., Губайдуллин Ф.Р., Исмагилов И.Х., Сахабутдинов Р.З. Исследование возможности деэмульгаторов образовывать аномально устойчивые структуры. Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 1. - С.90-92.
  34. 34. Живаев А.А., Низамов Р.Э. Исследование состава и свойств промежуточных эмульсионных слоев из резервуаров подготовки нефти. Мир Новых Технологий. - 2007. - № 2. - С.43-46.
  35. 35. Борисов С.И., Катеев М.В., Калинина Е.С. и др. Механизм действия ПАВ как деэмульгаторов нефтяных эмульсий. Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 4. - С.74-76.
  36. 36. Хамидуллина Ф.Ф., Хамидуллин Р.Ф., Мингазов Р.Х., Киямов И.К. Поиск эффективного деэмульгатора для технологии подготовки продукции нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации месторождений. Вестник КГТУ. - 2014. - Т. 17. - № 17. - С.266-271.
  37. 37. Хамидуллина Ф.Ф., Хамидуллин Р.Ф., Мингазов Р.Х., Киямов И.К. Разработка композиционного дкеэмульгатора для процессов подготовки продукции нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации месторождений. Вестник КГТУ. - 2014. - Т. 17. - № 7. - С.258-262.
  38. 38. Хамидуллин Р.Ф. Физико-химические основы и технология подготовки высоковязких нефтей: дис. … д-ра техн. наук: 02.00.13. - Казань, 2002. - 363 с.
  39. 39. Сергиенко Н.Д. Исследование, разработка и внедрение процесса подготовки к переработке стойких высокообводненных водонефтяных эмульсий с повышенным содержанием механических примесей: автореф. дис. … канд. техн. наук: 05.17.07. - М., 2005. - 26 с.
  40. 40. Хуторянский Ф.М., Потапочкина И.И. и др. Новый нефтерастворимый деэмульгатор отечественного производства. Мир нефтепродуктов. - 2003. - №З. - С.11-14.
  41. 41. Пат. 2117689 РФ. Состав для обезвоживания и обессоливания нефти/ А.И. Орехов и др. Заявл. 06.01.1997; опубл. 20.08.1998.
  42. 42. Пат. 2454449 РФ. Состав для обезвоживания и обессоливания водонефтяных эмульсий, обладающий защитным эффектом от коррозии/ Р.Р. Мингазов и др. Заявл. 12.05.2011; опубл. 27.06.2012.
  43. 43. Пат. 2174533 РФ. Состав для разрушения водонефтяных эмульсий и защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии/ А.Р. Пантелеева и др. Заявл. 04.07.2000; опубл. 10.10.2001.
  44. 44. Пат. 2147599 РФ. Состав для обезвоживания нефти, обладающий свойствами ингибитора сероводородной и микробиологической коррозии/ Г.А. Тудрий и др. Заявл. 11.03.1998; опубл. 20.04.2000.
  45. 45. Пат. 2126029 РФ. Состав для обезвоживания и обессоливания нефти и защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии/ Г.А. Тудрий и др. Заявл. 11.03.1998; опубл. 10.02.1999.
  46. 46. Feitosa F.X., Alves R.S. Synthesis and application of additives based on cardanol as demulsifier for water-in-oil emulsions. Fuel, 2019, Р. 21–28. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2019.02.081
  47. 47. Sjöblom J. Encyclopedic handbook of emulsion technology. CRC Press, Hoboken, 2001, Р.760 https://doi.org/10.1201/9780367801281
  48. 48. Delgado-Linares J.G., Pereira J.C., Rondon M., Bullon J., Salager J.L. Breaking of water-in-crude oil emulsions. Estimating the demulsifier performance at optimum formulation from both the required dose and the attained instability. Energy Fuels, 2016, 5483–5491 doi: 10.1021/acs.energyfuels.6b00666
  49. 49. Grenoble Z., Trabelsi S. Mechanisms, performance optimization and new developments in demulsification processes for oil and gas applications. Adv Coll Interface Sci , 2018, 260:32–45. https://doi.org/10.1016/j.cis.2018.08.003
  50. 50. Salager J.L., Forgiarini A.M. Emulsion stabilization, breaking, and inversion depends upon formulation: advantage or inconvenience in flow assurance. Energy Fuels, 2012, 26(7):4027–4033. https://doi.org/10.1021/ef3001604
  51. 51. Pasban A.A., Sadeghpour S., Masoumi M., Akbar A., Beigi M. Acidity removal of Iranian heavy crude oils by nanofluid demulsifier:an experimental investigation. J. Nano Anal., 2017, 4(1):112–118
  52. 52. Salager J.L. Surfactants types and uses. FIRP Booklet(E300A), 2002, Р. 2
  53. 53. Umar A. A. and et al. A review of petroleum emulsions and recent progress on water-in-crude oil emulsions stabilized by natural surfactants and solids. Journal of Petroleum Science and Engineering. 2018, Vol. 165, P. 673-690. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2018.03.014
  54. 54. Schramm L.L., Stasiuk E.N., Marangoni D.G. Surfactants and their applications. Ann Rep. Prog. Chem. Sect .C. 2003, 99:3–48. https://doi.org/10.1039/B208499F
  55. 55. Matijasevic B., Banhart J. Improvement of aluminium foam technology by tailoring of blowing agent. Scripta Mater., 2006, 54(4):503–508. https://doi.org/10.1016/j.scriptamat.2005.10.045
  56. 56. Peralta-Martínez M.V., Arriola-Medellín A., and et al. Influence of the speed mixing-on viscosity and droplet size of oil in water emulsions. Pet. Sci. Technol., 2004, 22(7–8):1035–1043. https://doi.org/10.1081/LFT-120038709
  57. 57. Zolfaghari R., Fakhru’l-Razi A., Abdullah L.C. and et al. Demulsification techniques of water-in-oil and oil-in-water emulsions in petroleum industry. Sep Purif Technol., 2016, 170:377–407. https://doi.org/10.1016/j.seppur.2016.06.026
  58. 58. Liu M., Cao X., and et al. The effect of demulsifier on the stability of liquid droplets: A study of micro-force balance. Journal of Molecular Liquids. Vol. 275, 2019, P. 157-162.
  59. 59. Sun H., Wang Q., Li X., He X. Novel polyether-polyquaternium copolymer as an effective reverse demulsifier for O/W emulsions: Demulsification performance and mechanism. Fuel. Vol. 263, 2020, 116770 http://dx.doi.org/10.1016/j.fuel.2019.116770
  60. 60. Abdulredha M.M., Hussain S.A., Abdullah L.C. Optimization of the demulsification of water in oil emulsion via non-ionic surfactant by the response surface methods. Journal of Petroleum Science and Engineering. Vol. 184, 2020, 106463 http://dx.doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106463
  61. 61. Hazrati N., Beigi A., Abdouss M. Demulsification of water in crude oil emulsion using long chain imidazolium ionic liquids and optimization of parameters. Fuel. Vol. 229 2018, P. 126-134 http://dx.doi.org/10.1016/j.fuel.2018.05.010
  62. 62. Zhang X., He C., Zhou J., Tian Y., He L., Sui H., Li X. Demulsification of water-in-heavy oil emulsions by oxygen-enriched non-ionic demulsifier: Synthesis, characterization and mechanisms. Fuel. Vol. 338, 2023, 127274 http://dx.doi.org/10.1016/j.fuel.2022.127274
  63. 63. Wang D., Yang D., Huang C., Huang Y., Yang D., Zhang H., Liu Q., Tang T., El-Din M.G., Kemppi T., Perdicakis B., Zeng H. Stabilization mechanism and chemical demulsification of water-in-oil and oil-in-water emulsions in petroleum industry: A review. Fuel. Vol. 286, 2021, 119390 http://dx.doi.org/10.1016/j.fuel.2020.119390
  64. 64. Belhaj A.F., Elraies K.A., Alnarabiji M.S., Abdul Kareem F.A., Shuhli J.A., Mahmood S.M., Belhaj H. Experimental investigation, binary modelling and artificial neural network prediction of surfactant adsorption for enhanced oil recovery application. Chemical Engineering Journal. Vol. 406, 2021, 127081 http://dx.doi.org/10.1016/j.cej.2020.127081
  65. 65. Ma J., Li X., Zhang X., Sui H., He L., Wang S. A novel oxygen-containing demulsifier for efficient breaking of water-in-oil emulsions. Chemical Engineering Journal. Vol. 385, 2020, 123826
  66. 66. Fuentes J.V., Zamora E.B., Li Z., Xu Z., Chakraborty A., Zavala G., Vazquez F., Flores C. Alkylacrylic-carboxyalkylacrylic random bipolymers as demulsifiers for heavy crude oils. Separation and Purification Technology. Vol. 256, 2021, 117850 http://dx.doi.org/10.1016/j.seppur.2020.117850
  67. 67. Xu H., Li Z., Wang C., Wang Z., Yu R., Tan Y. Synthesis and application of amphiphilic copolymer as demulsifier for super heavy oil emulsions. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. Vol. 669, 2023, 131498 http://dx.doi.org/10.1016/j.colsurfa.2023.131498
  68. 68. Ezzat A.O., Atta A.M., Al-Lohedan H.A., Hashem A.I. Synthesis and application of new surface active poly (ionic liquids) based on 1,3-dialkylimidazolium as demulsifiers for heavy petroleum crude oil emulsions. Journal of Molecular Liquids. Vol. 251, 2018, P. 201-211 http://dx.doi.org/10.1021/acs.energyfuels.7b02955
  69. 69. Abdulraheim A.M. Green polymeric surface active agents for crude oil demulsification. Journal of Molecular Liquids. Vol. 271, 2018, P. 329-341 http://dx.doi.org/10.1016/j.molliq.2018.08.153
  70. 70. Wang Z., Li N., Sun Z., Wang X., Chen Q., Liu W., Qi Z., Wei L., Li B. Molecular dynamics study of droplet electrocoalescence in the oil phase and the gas phase. Separation and Purification Technology. Vol. 278, 2021, 119622 https://doi.org/10.1016/j.seppur.2021.119622
  71. 71. Dong H., Liu Y., Zhou Y., Liu T., Li M., Yang Z. Mechanism investigation of coalescence behaviors of conducting droplets by molecular dynamics simulations. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. Vol. 570, 2019, P. 55-62.
  72. 72. Ortiz D.P., Baydak E.N, Yarranton H.W. Effect of surfactants on interfacial films and stability of water-in-oil emulsions stabilized by asphaltenes. Journal of Colloid and Interface Science. Vol. 351, Issue 2, 2010, P. 542-555 http://dx.doi.org/10.1016/j.jcis.2010.08.032
  73. 73. Cendejas G., Arreguin F., Castro L.V., Flores E.A., Vazquez F. Demulsifying super-heavy crude oil with bifunctionalized block copolymers. Fuel. Vol. 103, 2013, P. 356-363 http://dx.doi.org/10.1016/j.fuel.2012.08.029
  74. 74. Yan L., Xia X., Ma J., Zhao T., Chen Z., Cong H., Li X. Esterified polyether demulsifier efficiently breaking water-in-heavy oil emulsions at low temperature. Separation and Purification Technology. Vol. 374, 2025, 133678 http://dx.doi.org/10.1016/j.seppur.2025.133678
  75. 75. Seidy-Esfahlan M., Tabatabaei-Nezhad S.A., Khodapanah E. Comprehensive review of enhanced oil recovery strategies for heavy oil and bitumen reservoirs in various countries: Global perspectives, challenges, and solutions. Heliyon. Vol. 10, Issue 18, 2024, e37826 https://doi.org/10.1016/j.heliyon.2024.e37826
  76. 76. Li J., Duan M., Nie М., Liang Q., Fang Sh. Synthesis of Multibranched Polyacrylate Demulsifiers via RAFT Polymerization and Investigation of Their Demulsification Performance Under Coupled Electric Field Conditions. Journal of Applied Polymer Science. 2025. e57445 http://dx.doi.org/10.1002/app.57445
  77. 77. Wang X., Zhang Z., Zhang Y., Zhang G., Wang F. Study on association behavior and solution properties of poly(acrylic acid-alkyl polyoxyethylene acrylate) amphiphilic copolymers. Iranian Polymer Journal. Vol. 33, 2024. P. 943-953 http://dx.doi.org/10.21203/rs.3.rs-2649576/v1
  78. 78. Politova N., Tcholakova S., Denkov N.D. Factors affecting the stability of water-oil-water emulsion films. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. Vol. 522, 2017, P. 608-620 http://dx.doi.org/10.1016/j.colsurfa.2017.03.055
  79. 79. Grenoble Z., Trabelsi S. Mechanisms, performance optimization and new developments in demulsification processes for oil and gas applications. Advances in Colloid and Interface Science. Vol. 260, 2018, P. 32-45 https://doi.org/10.1016/j.cis.2018.08.003
  80. 80. Dong X., Liu H., Chen Z. Chapter 2 – Existing problems for steam-based enhanced oil recovery processes in heavy oil reservoirs. Developments in Petroleum Science. Vol. 73, 2021, P. 47-98 http://dx.doi.org/10.1016/B978-0-12-823954-4.00005-9
  81. 81. Jose G. Delgado-Linares, and et al. Detection and Assessment of Asphaltene Precipitation/Deposition at Reservoir Conditions and Gas Hydrate Formation in the Presence of Thermodynamic Hydrate Inhibitors http://dx.doi.org/10.4043/32494-MS
  82. 82. Lang Ch., Han B., and et al. Characterization of Hydrate Formation and Flow Influenced by Hydrophilic–Hydrophobic Components within a Fully Visual Rocking Cell. Energy & Fuels 2024, 38 (5) , 3670-3681. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.3c04492
  83. 83. Xu R., and et al. Review and Perspectives of Anionic Dispersants for Coal–Water Slurry. Energy & Fuels 2023, 37 (7) , 4816-4834. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.2c03938
  84. 84. Binks B.P., Tyowua A.T. Particle-Stabilized Powdered Water-in-Oil Emulsions. Langmuir, 2016, 32(13):3110-3115 https://doi.org/10.1021/acs.langmuir.6b00140
  85. 85. Alvarado J.G., and et al. Breaking of Water-in-Crude Oil Emulsions. 8. Demulsifier Performance at Optimum Formulation Is Significantly Improved by a Small Aromatic Content of the Oil. Energy & Fuels 2019, 33 (3) , 1928-1936. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.8b03994
  86. 86. Tang L., Wang T., Xu Y., He X., Yan A., Zhang Zh., Li Y., Chen G. Research and Application Progress of Crude Oil Demulsification Technology. Processes 2024, 12 (10) , 2292. https://doi.org/10.3390/pr12102292
  87. 87. Krebs T., Schroën C.G.P.H., Boom R.M. Coalescence kinetics of oil-in-water emulsions studied with microfluidics. Fuel, 2013, Vol. 106, P. 327-334 doi: 10.1016/j.fuel.2012.10.067
  88. 88. Zolfaghari R. et al. Demulsification techniques of water-in-oil and oil-in-water emulsions in petroleum industry. Separation and Purification Technology. 2016. Vol. 170, P. 377-407 doi: 10.1016/j.seppur.2016.06.026

Дополнительные файлы

Доп. файлы
Действие
1. JATS XML
Скачать

© Мукамбеткалиева А., Бисенгалиев М., Ихсанов К.,

Creative Commons License
Эта статья доступна по лицензии Creative Commons Attribution-NonCommercial-NoDerivatives 4.0 International License.

Данный сайт использует cookie-файлы

Продолжая использовать наш сайт, вы даете согласие на обработку файлов cookie, которые обеспечивают правильную работу сайта.

О куки-файлах