Различают седиментационную и агрегативную устойчивость водонефтяных эмульсий.

Под седиментационнои устойчивостью понимают способность системы
противостоять оседанию или всплытию частиц дисперсной фазы под действием
стоксовых сил. Эта устойчивость прямо пропорциональна вязкостным характери-­
стикам дисперсионной среды и обратно пропорциональна разности плотностей
нефти и воды, а также квадрату радиуса частиц дисперсной фазы.

Под агрегативной устойчивостью эмульсий понимают способность частиц

дисперсной фазы сохранять свои исходные размеры при взаимном столкновении, или столкновениями с границами раздела фаз, или стенками сосуда. Причём, по­теря седиментационной устойчивости, приводящая к полному разрушению водонефтяных эмульсий, как правило, начинается с коалесценции частиц дисперсной фазы, т.е. с их слияния в агрегаты, состоящие из 2 и более глобул.

Особо подчеркнём, что наблюдающаяся на практике устойчивость водо-нефтяных эмульсий вовсе не противоречит 2 началу термодинамики, ибо даже в самой устойчивой эмульсии непрерывно идут процессы саморазрушения, но их кинетические характеристики могут быть настолько малыми, что человек воспри­нимает подобную систему как стабильную.

Современные теоретические представления о устойчивости водо - нефтя­ных эмульсий сконцентрированы в теории Дерягина - Ландау - Фервея - Овербека (так называемая теория ДЛФО), согласно которой относительная стабильность водонефтяных эмульсий обеспечивается, во - первых, электростатическим от­талкиванием диффузных частей двойного электрического слоя, который образу­ется при адсорбции, ионов на поверхности частиц; во - вторых, образованием на поверхности глобул дисперсной фазы мощной сольватной оболочки из молекул дисперсной среды, удерживаемой двойным электрическим слоем за счет поляри­зации; в - третьих, образованием на межфазных границах структурно - механиче­ских защитных слоев, способных сопротивляться деформациям и разрушению, а так же способных «залечивать» дефекты защитного слоя, возникающие при со­прикосновении частиц дисперсной фазы (расклинивающий эффект Ребиндера); в четвёртых, гидродинамическим сопротивлением вытеснению жидкой дисперсной среды из прослойки между сближающимися частицами. Вклад всех перечислен­ных факторов в устойчивость водонефтяных эмульсий далеко не одинаков. Ре­шающее значение принадлежит образованию структурно - механических защит­ных слоев.

Структурно - механические защитные слои создаются за счёт так назы­ваемых естественных эмульгаторов и механических примесей. Под естественны-

ми эмульгаторами (поверхностно - активными веществами) понимают такие со-

единения у которых взаимное притяжение между растворенными молекулами и

молекулами растворителя меньше, чем взаимное притяжение самих молекул рас­творителя. В результате, молекулы эмульгаторов выталкиваются из объёма дис­персионной среды на поверхность частиц дисперсной фазы, где и адсорбируются, а это вызывает понижение свободной поверхностной энергии (поверхностного натяжения), т.е. устойчивость водонефтяной эмульсии повышается. К природным эмульгаторам относятся асфальтены, смолы, парафины, нафтеновые и жирные кислоты, а также эфиры. Обязательным условием строения молекул природных эмульгаторов является их дифильность, т.е. наличие двух частей - полярной груп­пы и неполярного углеводородного радикала, имеющих большее сродство с водой

и нефтью соответственно. В противном случае, молекулы подобных веществ не смогли бы удержаться на границе раздела нефть-вода, а растворились бы в одной из фаз. Поэтому, эмульгирующее действие подобных соединений тем выше, чем лучше сбалансированы между собой полярные и неполярные части молекул.

Многочисленные механические и мелкодисперсные примеси, добываемые вместе с продукцией скважин, как правило; способны смачиваться и нефтью и во­дой. Постепенно адсорбируясь на поверхности раздела фаз (или с внутренней или с наружной стороны частиц дисперсией фазы), эти вещества образуют мощную, так называемую «броню», надёжно стабилизирующую водо-нефтяную эмульсию.

Таким образом, для создания структурно-механических защитных слоев необходимо время (от нескольких минут и даже секунд, до величин, порядка 20 часов). Этот период постепенного повышения стабильности водонефтяных эмульсий называется старением. Причём, наиболее быстро стареют разгазируемая и охлаждаемая водонефтяная эмульсия, т.к. в этом случае в ней лавинообразно нарастает количество твёрдых коллоидных частиц, прежде всего парафинов.

1.2.2. Классификация водонефтяных эмульсий.

Существует несколько общепринятых подходов к классификации водо-нефтяных эмульсий:

Согласно первого подхода различают так называемые эмульсии первого рода и эмульсии второго рода. Эмульсии первого рода состоят из дисперсных частиц нефти, распределённых в дисперсионной среде, которой служит вода. Эти системы также называют прямыми и обозначают как Н/В или М/В (масло в воде). Эмульсии второго рода состоят из дисперсных частиц воды, распределённых в дисперсионной среде, которой служит нефть. Эти системы так же называют об­ратными и обозначают как В/Н или В/M. Установлено, что тип образующейся эмульсии в основном зависит от соотношения объёмов нефти и воды. Дисперси­онной средой обычно стремится стать та жидкость, объём которой больше.

Кроме вышеперечисленных основных видов водонефтяных эмульсий раз-личают также так называемые множественные эмульсии и эмульсии Пиккеринга. Множественные эмульсии представляют собой глобулы эмульсии одного рода

размещенные в эмульсии другого рода, которая, в свою очередь, может быть раз­бита на глобулы и вновь размещена в эмульсии другого рода и т.д. Подобные эмульсии достаточно редки, характеризуются высокой стойкостью, а их посте­пенное образование наблюдается, на пример, при попадании нефти на поверх­ность водоёма (так называемый «шоколадный мусс»), или при накапливании уловленной нефти в нефтеловушках (так называемая ловушечная эмульсия). Эмульсии Пиккеринга характеризуются особо высоким содержанием механиче­ских примесей, а значит, и особо высокой устойчивостью. Подобные эмульсии образуются, как правило, в технологических аппаратах на границе раздела фаз и более известны под названием промежуточных слоев, накопление которых спо-собно свести массообмен к нулю и полностью нарушить любой технологический процесс.

Согласно второго подхода эмульсии классифицируют по концентрации дисперсной фазы. Различают разбавленные, концентрированные и высоко кон­центрированные эмульсии. В разбавленных эмульсиях концентрация дисперсной фазы не превышает 0,2 % об,; в концентрированных - 74 % об.; в высоко концен­трированных не менее 74 % об.

Согласно третьего подхода эмульсии подразделяют на монодисперсные, т.е. состоящие из капель дисперсной фазы одного размера, и полидисперсные, т.е. состоящие из капель различного диаметра, к которым, как правило, и относятся водо-нефтяные эмульсии.

Наконец, согласно четвёртого подхода, эмульсии подразделяют на микро­гетерогенные (частицы дисперсной фазы видны в оптический микроскоп) и ульт-рамикрогетерогенные (частицы дисперсной фазы не видны в оптический микро­скоп). Водонефтяные эмульсии относятся к первому типу.

1.2.3. Основные свойства водонефтяных эмульсий.

К основным физико-химическим свойствам водонефтяных эмульсий от­носят: дисперсность, вязкость, плотность, электрические свойства и стабиль­ность.

Под дисперсностью водонефтяных эмульсий понимают величину обрат­ную среднему диаметру частиц дисперсной фазы. Чем выше дисперсность эму­льсии тем больше её удельная межфазная поверхность (отношение суммарной по­верхности капелек к общему их объёму), а, значит, и свободная энергия. Поэтому устойчивость водонефтяных эмульсий прямо пропорциональна их дисперсности. При этом, оперируя понятием дисперсности, никогда не следует забывать, что в реальности существует некое распределение капель дисперсной фазы по дисперс­ности, которое может быть весьма многообразным. Степень дисперсности водо-нефтяной эмульсии определяется десятками параметров, но в первом прибли­жении можно воспользоваться уравнением Колмогорова А.Н., позволяющим рас­считать так называемый критический (максимальный) диаметр капель дисперсной фазы, способных существовать в данных условиях;

- поверхностное натяжение системы на границе нефть-вода;

k - коэффициент, учитывающий соотношение вязкостей воды и нефти;

- плотность дисперсионной среды;

l - масштаб пульсации параметров;

- скорость эмульсии.

Дисперсные системы, состоящие из капелек одного и того же размера, на­зываются монодисперсными, а дисперсные системы, состоящие из капель разного диаметра, называются полидисперсными.

Первые встречаются крайне редко. Типичное распределение дисперсной фазы по диаметрам для водонефтяных эмульсий приведено в табл.5.

Табл. 5.

Усреднённое распределение дисперсной фазы по диаметрам для водонефтяных

эмульсий

Ø.м10-6												200
φ	0,05	0,15	0,20	0,18	0,15	0,08	0,05	0.03	0,03	0,02	0,02	0.04

Если d_ч превышает 10^-6 м (капельки видны в оптический микроскоп), то

подобные системы микрогетерогенными. Если d_ч < 10^-6 м (капельки не видны в

оптический микроскоп), то подобные системы называют ультрамикрогетероген-ными.

Вязкость эмульсии, в основном, определяется вязкостью дисперсионной среды (μ_д.с.), температурой, концентрацией дисперсной фазы (φ_д.ф.) и степенью

её дисперсности и не является аддитивной величиной.

Существует множество формул для расчета вязкости эмульсий, взятых при определённой температуре.

Например:

Формула Эйнштейна:

µ_э = µ_д.с. ּ(1+2,5ּφ _д.ф. ) (3) которая справедлива при φ_д.ф.≤ 15 % об.;

Формула Броутона - Сквайрса:

µ_э = µ_д.ф. (4)

где: k и с - константы, устанавливаемые опытным путём. Данная формула справедлива при ф_д.ф. 50 % об.

Неплохие результаты даёт формула Монсона:

µ_э = µ_д.с. ּ(1+2,5ּ φ _д.ф.+9,3 +50 ) (5)

которая справедлива при 70 % об.

Для прямых и обратных водонефтяных эмульсий зависимость вязкости от концентрации дисперсной фазы приведена на рис.1.

Рис.1. Зависимость вязкости водонефтяных эмульсий от содержания

дисперсной фазы

1,2|- обратная эмульсия; 3,4 - прямая эмульсия. 1,3 - эмульсия при температуре t₁; 2,4 - эмульсия при температуре t₂, причём, t₂ > t₁. ф_{ин.об.(пр)} -точка инверсии обратной или прямой эмульсии.

Для обратных и прямых эмульсий зависимость вязкости от темпера­туры обратно пропорциональна.

Для обратных эмульсий вязкость в диапазоне концентраций дисперсной фазы от 0 до 40 % об. увеличивается ~ в 3 раза, а для прямых эмульсий ~ в 50 раз, но абсолютные значения вязкости для обратных эмульсий всегда существенно выше чем для прямых при одних и тех же значениях концентрации дисперсной фазы.

Для обратных эмульсий в районе концентраций дисперсной фазы порядка 74,6 % об. происходит самопроизвольное превращение эмульсии в прямую. Дан­ная точка получила название - точка инверсии фаз обратных эмульсий (.

Вязкость эмульсии, непрерывно нараставшая до этого, начинает стремительно убывать.

Для прямых эмульсий точка инверсии ( выражена менее отчетливо

и находится в более широком интервале концентраций дисперсной фазы: от 0,35 до 0,45. После инверсии фаз вязкость эмульсии сначала резко

нарастает, практически сравниваясь с вязкостью обратных эмульсий, а затем

плавно убывает, превышая по абсолютным значениям обратные эмульсии.

Плотность эмульсии () подчиняется правилу аддитивности и может быть рассчитана по формуле:

(6)

где: -плотность дисперсионной среды;

- плотность дисперсной фазы.

Электрические свойства эмульсии определяются электрическими свойст­вами её компонентов и её строением. Так, нефть и вода в чистом виде являются
хорошими диэлектриками и имеют проводимость от 10^-12 до 10^-17 (Ом м)^-1 и от 10^-9 до 10^-10 (Ом м)^-1 соответственно. |

Однако, при растворении в воде солей, она становится проводником второ­го рода, поэтому прямые водонефтяные эмульсии относятся к проводникам, а обратные к диэлектрикам, способным при наложении электрического поля в 40 -100 раз увеличивать электропроводимость благодаря особенности поведения во­дяных капелек дисперсной фазы, выстраивающихся в цепочки вдоль силовых ли­ний поля.

Под устойчивостью эмульсий понимают их способность сопротивляться расслоению на составляющие фазы.

Устойчивость эмульсии определяется временем её существования ():

где: Н - высота слоя эмульсии;

v - средняя линейная скорость расслоения.

Поскольку любая система согласно 2-го начала термодинамики всегда стремится к минимуму свободной энергии водонефтяные эмульсии представ­ляют собой термодинамически неустойчивые образования, стремящиеся к само­разрушению. Причём, с ростом температуры поверхностное натяжение всегда уменьшается, в следствии ослабления сил молекулярного притяжения. Обуслов­ленного увеличением среднего расстояния между молекулами. Известно так же,

что чем больше взаимо растворимы жидкости, образующие эмульсию, тем мень­ше поверхностное натяжение.

1.2.4. Разрушение водонефтяных эмульсий.

Любое разрушение водонефтяных эмульсий базируется на ослаблении защитных слоев, увеличении размеров капель дисперсной фазы и последующего отстоя.

На сегодняшний день известно множество технологических приёмов и технических устройств, позволяющих с помощью определённых воздействий на эмульсию или их комбинации вызвать её полное разрушение. При этом, самым эффективным считается использование так называемых деэмульгаторов, т.е. ис­кусственно синтезированных ПАВ, способных вытеснить с поверхности частиц дисперсной фазы природный эмульгатор и разрушить «броню», но не способных стабилизировать вновь эмульсию любого типа, т.к. его молекулы не обладают структурно-механическими свойствами. Вытеснение же природных эмульгаторов и «брони» протекает в несколько стадий. Сначала молекулы деэмульгатора, обла­дая намного более высокой поверхностной активностью, адсорбируются на моле­кулах эмульгаторов и «брони», резко увеличивая их смачиваемость дисперсион­ной средой, куда они постепенно и вытесняются. А освобождённые места тут же заполняются молекулами деэмульгатора.

ДЕЭМУЛЬГАТОРЫ

Количество известных деэмульгаторов уже перевалило за тысячу и про­должает стремительно наростать, что объясняется не только разнообразием фи­зико-химических свойств нефтей и пластовых вод, но и всё расширяющимся на­бором способов добычи продукции и эксплуатации месторождений, включая бес­конечное количество процессов подготовки нефти и воды, осуществляемых в многообразном оборудовании.

Существует три подхода к классификации деэмульгаторов.

Согласно первого подхода, все деэмульгаторы делятся на ионогенные (т.е. образующие ионы в водных растворах) и неионогенные (т.е. не образующие ио­нов в водных растворах). В основу такого деления положена ионная классифика-

ция Шварца и Перри, принятая в 1960 г. Ш Международным конгрессом по ПАВ в г. Кёльне.

Ионогенные деэмульгаторы в свою очередь подразделяются на анионоак-тивные, катионоактивные и амфотерные.

К анионоактивным относят вещества, молекулы которых при растворении в воде диссоциируют на положительно заряженный катион металла или водорода и носитель поверхностно-активных свойств - отрицательно заряженный гидро­фобный анион, в состав которого входит основная углеводородная часть молеку­лы.

Типичным представителем этого класса являются: НЧК, Алкил-сульфат,
Сульфонол-НП, АНП-2, Пентамин - 67 и др.

К катионоактивным ПАВ относятся вещества, диссоциирующие в воде на поверхностно активный катион и неактивный или малоактивный анион. В эту от­носительно малочисленную группу входят, в основном, соли алкиламинов, соли четырёхзамещённого аммония и соли пиридиновых соединений; например, Ка-тапин-А.

К амфотерным ПАВ относятся вещества, в молекуле которых одновре-­
менно присутствуют основные и кислотные группы. В зависимости от рН среды
эти вещества при диссоциации могут образовывать или анионоактивные, или ка­
тионоактивные ионы. Примером соединений этого класса могут служить высшие
алкиламинокислоты.

Неионогенные деэмудьгаторы, в свою очередь, подразделяются на водо- и нефтерастворимые. Примерами подобных соединений могут служить: дипрок-самин-157; ОП-10; дисольван-4411; прокса-мин-385 и др.

Неионогенные деэмульгаторы применяются исключительно для разруше­ния эмульсии типа В/Н и они при этом (в отличии от ионогенных) не образуют эмульсию Н/В.И хотя эти деэмульгаторы в несколько раз дороже, их расход в сотни раз меньше, а эффективность существенно выше практически для любого диапазона изменения физико-химических свойств нефти и воды.

Согласно второго подхода все деэмульгаторы подразделяют на группы в зависимости от области применения.

К первой группе относят деэмульгаторы, применяемые для разрушения водонефтяной эмульсии типа В/Н.

Эта группа, в свою очередь, подразделяется на реагенты, получаемые на основе алкилфе-нолформальдегидных смол (АФФС)-фирмы BASF; Exxon Research Eng; Petrolite Corp.; Hohst.

На реагенты, получаемые на основе модифицированных эпоксидных смол -фирмы Hohst; Techaco Can.

На реагенты, получаемые на основе кремнийорганических соединений -фирма Goldshmidt.

Нареагенты, получаемые на основе азотсодержащих соединений.

Ко второй группе относят деэмульгаторы, применяемые для разрушения водонефтяных эмульсий типа Н/В.

Эта группа, в свою очередь, подразделяется на реагенты, получаемые на основе полимеризации полиалкилоксидиаминов с диэпоксидами или эпигало-гидрином;

получаемые на основе блок-сополимеров, один блок которых представляет собой полиэтаноламин, а другой полипропаноламин;

на основе полимерного катионосодержащего поливинилового спирта;

на основе полиаминовых водорастворимых солей;

на основе продуктов взаимодействия первичных аминосоединений с га-логенгидридом и водой;

на основе продуктов взаимодействия полиамидоамина с этилендиами-ном и эпихлоргидрином;

на основе композиций, составленных из многоатомных спиртов с чет­вертичными аммониевыми соединениями и т.д.

К третьей группе относят деэмульгаторы, одновременно выполняющие роль ингибитора коррозии.

Это, в основном реагенты, получаемые на основе оксиалкилированных полиалкиленполиаминов, а также тиазиновые четырехзамещенные аммоние­вые соли полиэпигалогидрина.

К четвёртой группе относят деэмулъгаторы, применяемые для разрушения водо-нефтяных эмульсий с повышенным содержанием механических примесей.

Такие деэмульгаторы состоят, как правило, из двух компонентов. Первый компонент является смачивателем твёрдых частиц, второй - непосредственно по­верхностно-активным веществом.

В качестве первого компонента может служить смесь алкилсульфосукци-натов и этоксилированного алкилфенола или алкоксилированный эфир сорбита и жирной кислоты, смешанный с органосерной кислотой и замещённым ионом ам-мониума, а также сульфированные соединения. В качестве второго компонента выступают фенольные смолы или смесь оксиалкилированной нонилфенольной смолы и эфира гликоля. Упомянутые деэмульгаторы переводят твёрдые частицы из нефти в водяную фазу.

В последнее время, в пятую группу стали выделять реагенты-деэмульгаторы, специально созданные для обессоливания водонефтяных эмуль­сий.

Согласно третьего подхода все деэмульгаторы подразделяют на три группы, в зависимости от применяемого растворителя, количество которого в то-
варном продукте может достигать 30 - 50 % мас. ^!г

К первой группе относят реагенты, в которых в качестве растворителя ис­пользуется метанол (дипроксамин 157-65М; проксамин НР-71М; прогалит ДЕМ 15/100).

Ко второй группе относят реагенты, в которых в качестве растворителя ис­пользуется смесь ароматических углеводородов и низших спиртов (СНПХ-44Н; Реапон-1М).

В третью группу входят такие деэмульгаторы как проксанол 305-50; про­ксанол 186-50; проксамин 385-50; реапон-4в; прогалит НМ 20/40Е с использо­ванием водного метанола.

Разработка реагентов-деэмульгаторов прошла несколько этапов.

Самыми первыми ПАВ для разрушения водонефтяных эмульсий служили неорганические продукты: железный купорос, карбонат натрия, минеральные кислоты и т.п.

Затем, в качестве деэмульгаторов стали применяться щелочные соли карбоновых и нафтеновых кислот, продукты нейтрализации окисленного керосина или газойля.

На третьем этапе появились ПАВ, содержащие сульфогруппы SО₂OH, или сульфатную группу OSО₂OH.

Принципиально новым этапом в развитии химического деэмульгирования водонефтяных эмульсий стало использование в качестве реагентов неионоген-ных ПАВ, относящихся к классу оксиалкиленпроизводных. Эти реагенты полу­чаются путём конденсации окисей алкиленов: этилена, пропилена, бутилена с алкилпроиз водными, содержащими подвижный атом водорода (спирты и фенолы). В этих веществах можно достаточно тонко регулировать соотношение величины полярной и неполярной частей молекулы реагента (за счет гидрофиль­ной части).

Наконец, развитие деэмульгаторов в настоящее время связано с использо­ванием неионогенных веществ, в которых в качестве гидрофобной части молеку­лы применяют нерастворимые в воде полипропиленгликоли. Этот тип соединений позволяет широко вальировать свойства ПАВ путём изменения молекулярного веса не только гидрофильной, но и гидрофобной части.

ТРЕБОВАНИЯ К ДЕЭМУЛЬГАТОРАМ

Общие:

1. Деэмульгаторы должны быть эффективными, т.е. должны обеспечивать высокое качество подготовленной нефти при минимальном расходе, минималь­ном времени отстоя при минимальной температуре.

2. Деэмульгатор должен иметь большую поверхностную активность из той фазы, в которую он вводится.

3. Реагент должен хорошо растворяться в одной из фаз, т.е. быть водо- или нефтерастворимым. Хотя подобное деление чисто условно, ибо любой реагент содержит и гидрофильные и гидрофобные группировки в строго сбалансирован­ных пропорциях. Правильнее было бы говорить о том, что реагент должен хоро­шо диспергироваться в дисперсионной среде.

4. Молекулы деэмульгатора должны обладать хорошими пептизирующими свойствами, чтобы адсорбируясь на бронирующих оболочках, вызывать процесс их разрыхления.

5. Молекулы деэмульгатора должны обладать высоким смачивающим действием на элементы брони, без чего невозможен перевод твёрдых частиц в объём
дисперсионной среды.

6. Наконец, молекулы деэмульгатора не должны образовывать прочных плёнок, т.е. не должны являться стабилизаторами эмульсии противоположного типа, а также должны быть дешевыми, транспортабельными, универсальными, не должны влиять на товарные свойства нефти и существенно изменять свои свой­ства при изменении внешних условий.

Дополнительные требования к деэмульгаторам, применяемым в сис­теме сбора:

1. Реагенты-деэмульгаторы должны быть маловязкими жидкостями, не расслаивающимися при длительном хранении и не застывающими при низких

температурах.

2. Реагенты должны обеспечивать высокое качество отделяемой воды, по­зволяющее использовать её в системе ППД без дополнительной подготовки.

3. Деэмульгаторы не должны вызывать коррозии труб и оборудования и снижать эффективность действия всех других реагентов.

4. Реагент не должен коагулировать в пластовых водах.

5. Наконец, деэмульгатор должен обладать определенными антипенными свойствами.

6. Желательно, чтобы реагент был нефтерастворимьм и неионогенным. Дополнительные требования к деэмульгаторам, применяемым на УКПН:

1. Деэмулъгаторы должны способствовать предотвращению отложения со­лей и механических примесей в технологическом оборудовании и коммуника­циях; должны способствовать концентрированию механических примесей на гра­нице раздела фаз в аппаратах предварительного сбора, откуда эти нефтяные за­грязнения должны периодически отбираться и обрабатываться отдельно.

2. Деэмульгатор должен обладать высокой скоростью действия.

3. Реагент не должен чрезмерно уменьшать поверхностное натяжение.

4. Желательно, чтобы это был водорастворимый неионогенный препарат.

ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА ДЕЭМУЛЬГАТОРОВ И ЭФФЕКТИВ­НОСТЬ ИХ ДЕЙСТВИЯ

Обычно деэмульгаторы представляют собой 50 —70 % растворы ПАВ или

композиции на их основе. Причем, растворитель не должен подавлять деэмульгирующей способности реагента, должен обеспечивать низкое значение вязкости продукта при отрицательных температурах и достаточно высоком (не менее 50 %) содержании активного вещества в продукте.

В табл. 6 приведены состав и физико-химические свойства некоторых, наиболее распространенных деэмульгаторов.

Значения удельных расходов реагентов при обработке водонефтяных эмульсий колеблются от 10 до 200 г/т нефти, поэтому для оценки эффективности деэмульгаторов пользуются так называемой величиной относительной эффективности, рассчитываемой по формуле:

(8)

где: g_э и g_u - удельный расход соответственно принятого за эталон и ис­следуемого деэмульгатора (г/т).

Результаты исследований деэмульгирующей способности отечественных реагентов приведены в табл.7.

Табл. 6.

Состав и основные физико-химические свойства наиболее распространённых

деэмульгаторов

- Приведена температура просветления 10 % -х водных растворов де-эмульгаторов в 5 % растворе хлористого натрия.

Табл.7.

Деэмульгирующая способность отечественных реагентов

Продолжение табл.7.

ЧТО ТАКОЕ УВЕРЕННОЕ ПОВЕДЕНИЕ В МЕЖЛИЧНОСТНЫХ ОТНОШЕНИЯХ? Исторически существует три основных модели различий, существующих между...

Что вызывает тренды на фондовых и товарных рынках Объяснение теории грузового поезда Первые 17 лет моих рыночных исследований сводились к попыткам вычис­лить, когда этот...

ЧТО ПРОИСХОДИТ, КОГДА МЫ ССОРИМСЯ Не понимая различий, существующих между мужчинами и женщинами, очень легко довести дело до ссоры...

Что будет с Землей, если ось ее сместится на 6666 км? Что будет с Землей? - задался я вопросом...

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: