Добыча нефти в современных условиях сопровождается интенсивным перемешиванием в скважине водонефтяной смеси, в результате чего происходит ее диспергирование. Это приводит к образованию стойких эмульсий. Основными причинами являются природа самой нефти, используемая технология добычи, сбора и перемешивания нефти с водой.
Продукция, поступающая из нефтяных скважин, содержит пластовые воды, попутный (нефтяной) газ, а также твердые частицы механических примесей. В формируемой дисперсной системе растворены минеральные соли, содержание которых порой достигает предельных значений в 2000–3000 мг/л [1].
Обезвоживание и обессоливание нефти проводится на электрообессоливающих промышленных установках. Этот процесс основан на комбинации химического, электрического, механического и теплового методов обработки нефтяных эмульсий, что позволяет разрушать сольватные оболочки, укрупнять капли пластовой воды для более быстрого объединения глобул [2].
Для удаления содержащихся в нефти хлоридов она промывается чистой водой, а затем отстаивается в резервуарах с предварительной добавкой химического реагента, который подбирается в зависимости от вида водонефтяной эмульсии: «вода в масле», «масло в воде» и «множественная эмульсия». Ее устойчивость зависит от наличия в ней эмульгаторов, большинство из которых – это поверхностно-активные вещества (ПАВ), состоящие из гидрофильных и гидрофобных элементов и обладающие способностью уменьшать межфазное поверхностное натяжение. Кроме того, наряду с ПАВ содержатся в коллоидном состоянии тонкодисперсные нерастворимые порошки, образующие механически прочные оболочки на каплях водонефтяной эмульсии: асфальтены, микрокристаллы парафина и механические примеси различного рода [3].
Сложность разделения нефтяной эмульсии определяется влиянием многочисленных факторов.
Перечислим наиболее важные из них, подлежащие учету:
- вязкость нефти: чем она ниже, тем менее устойчива эмульсия;
- плотности нефтяной и водной фаз: чем больше разница плотностей, тем быстрее протекает расслоение эмульсии;
- поверхностное натяжение между двумя фазами (что связано с типом эмульгирующегося агента): разделению способствует снижение данного показателя;
- концентрация дисперсной воды: небольшое содержание воды в нефти в турбулентном режиме способствует образованию высокоэмульгированной смеси;
- соленость эмульгированной воды: чем она выше, тем быстрее происходит разделение фаз [4].
Для разбавленных систем кинетическая устойчивость может оцениваться как величина, обратная скорости оседания (или всплывания) частиц дисперсной фазы [5]:
где Wr – скорость осаждения дисперсной фазы, м/с; r – радиус дисперсной среды, м; (ρв – ρн) – разность плотностей дисперсной фазы и дисперсионной среды, кг/м3; υ – кинематическая вязкость, м2/с; g – ускорение свободного падения, м/с2.
На данный момент для разделения водонефтяной эмульсии чаще всего применяют химические реагенты – деэмульгаторы. К ним относятся искусственно синтезируемые поверхностно-активные вещества, обладающие большей поверхностной активностью, чем известные природные эмульгаторы.
Влияние деэмульгатора в процессах обезвоживания и обессоливания сводится к следующему:
- разрушение бронирующего слоя, окружающего капли пластовой воды, предотвращение его образования вокруг капель вновь подаваемой в нефть промывной воды;
- адсорбция на поверхности раздела фаз нефть – вода.
Расход деэмульгатора, т.е. количество его в граммах, необходимое для эффективного обессоливания и обезвоживания одной тонны нефти (г/тн), является важным технологическим показателем, который также зависит от природы нефти.
При его введении протекают следующие процессы:
· по мере накопления деэмульгатора на поверхности капелек воды между ними возникают силы взаимного притяжения;
· мелкие диспергированные частицы воды образуют большие капли, в которых пленки вокруг глобул сохраняются;
· процесс образования больших капель (хлопьев) из мелкодиспергированных капелек воды в результате воздействия деэмульгатора называется флокуляцией (хлопьеобразованием). В процессе флокуляции поверхностная пленка глобул воды становится достаточно ослабленной, происходит ее разрушение и слияние частиц;
· слияния капелек воды называется коалесценцией. Деэмульгаторы должны обеспечивать ускорение процесса.
В нефти также присутствуют различные примеси (сульфид железа, частицы глины, ил и т.д.), частички которых собираются на границах раздела и способствуют упрочнению пленки, обволакивающей глобулы воды. Зачастую эти компоненты являются основными веществами, формирующими материал пленки, и удаление их вместе с водой также является важной задачей при обезвоживании нефти. Вводимые деэмульгаторы обволакивают частицы механических примесей тонкой пленкой, хорошо смачиваемой водой, и способствуют тем самым их удалению из нефти.
Основные свойства деэмульгаторов, необходимые для разрушения нефтяных эмульсий:
· способность проникать на поверхность раздела фаз нефть – вода;
· вызывать флокуляцию и коалесценцию глобул воды;
· хорошо смачивать поверхность механических примесей.
На практике часто наблюдается, что деэмульгатор, эффективно разрушающий водонефтяные эмульсии из одной скважины, неэффективен по отношению к эмульсии другой скважины, несмотря на аналогичные внешние признаки. Это может зависеть от изменения состава пластовой воды, ее содержания в нефти, появления в ней других химических веществ. В качестве примера рассмотрим информацию, опубликованную в журнале Neftegaz.RU в 2009 году.
Для ачикулакской нефти при использовании деэмульгатора марки СНПХ-4410 (расход 0,07–0,28 г/т) после 30 мин отстоя количество выделившейся воды было крайне мало, но через сутки оно резко увеличилось и эффективность деэмульгатора достигла 51,9 % об. Для той же ачикулакской нефти при обработке ее деэмульгатором СНПХ-4204 (расход 0,1–0,4 г/т) показатель возрос до 66,7 % об. При обработке смеси волгоградской и шаимской нефтей деэмульгатором СНПХ-4204 (расход 0,09–0,37 г/т) эффективность варьировала в пределах 3,7–48,2 % об. При использовании Диссольвана–4411 (расход 0,15–0,4 г/т) она достигла 96,3 %. Деэмульгатор марки СНПХ–4410 (расход 0,03–0,06 г/т) не дал заметного положительного эффекта. Воздействие всех перечисленных реагентов на нефтекумскую и дагестанскую нефть (при расходах 0,08–0,35 г/т) также осталось на нулевом уровне.
По результатам промышленных испытаний, проведенных на различных месторождениях России, деэмульгаторы на основе неионогенных ПАВ признаны наиболее эффективными химическими реагентами. Они принадлежат к классу соединений, состоящих из блок-сополимеров окисей этилена и пропилена, которые неспособны диссоциировать на ионы в растворах и находятся в них в молекулярной форме. Установлено, что гидрофильными свойствами в молекуле обладает сополимер оксида этилена (CH2OCH2), а гидрофобными – сополимер оксида пропилена.
Соотношение гидрофобной и гидрофильной частей молекулы существенно влияет на сродство деэмульгатора к воде или к нефти, т.е. ее можно увеличить или уменьшить. Кроме того, изменяя число молекул присоединяемого оксида этилена, можно контролировать деэмульгирующую способность неионогенных соединений. При удалении из полимерной цепи оксида этилена увеличивается растворимость неионогенного вещества в воде. Таким образом, поверхностная активность деэмульгатора также определяется соотношением гидрофобной и гидрофильной частей молекулы.
На сегодняшний день как в России, так и за рубежом синтезировано обширное количество неионогенных деэмульгаторов, основными представителями которых являются Дипроксамин-157, Проксамин-385, Проксанол-305, Пентамин-67 и др. Из зарубежных деэмульгаторов широкое распространение получили Диссольван-4411, Сепарол, ТХ-1220, Baker Petrolite RP-6338 [6].
Анализ применения деэмульгаторов показывает, что композиционные составы зачастую во много раз эффективнее, чем отдельно взятые соединения [7]. Критериями эффективности являются:
- обеспечение быстрого разделения водной и нефтяной фаз;
- создание четкой границы раздела фаз;
- обеспечение низкого содержания (менее 0,5 %) остаточной воды в нефтяной фазе;
- достижение высокого качества отделяемой водной фазы.
Рассмотрим некоторые современные разработки.
В работе [8] описано комбинированное совместное действие деэмульгатора РЭНТ с моющим веществом Сульфанол (алкилбензолсульфонат натрия) и смачивателем Синтанол АЛМ-10 (смесь этоксилированных спиртов). Отмечено проявление синергетического эффекта, который выражается в содержании остаточной воды и механических примесей (не более 10 % об. и 0,05 % масс. соответственно).
Для получения высокоэффективных деэмульгаторов комплексного действия используются блок-сополимеры оксида этилена и оксида пропилена (Лапрол 6003-2Б-18, Лапрол 5003-2Б-10 и др.), оксиэтилированные алкилфенолформальдегидные смолы и сшитые деэмульгаторы олигоуретанового типа [9]. Синтез новых реагентов осуществляется модификацией ангидридов карбоновых кислот спиртосодержащими сложными эфирами и азотсодержащими соединениями [8]. Наибольшая степень обезвоживания (94,4 %) достигается при их расходе 120 г/т. Разработанные деэмульгаторы могут быть использованы при подготовке нефти на промыслах без изменения существующей технологии, однако не всегда гарантируют требуемую остаточную обводненность (до 0,5 %).
По данным [10], обнаружен синергетический эффект в случае применения смеси деэмульгатора марки Алкиокс и ингибитора коррозии Сонкор-9011.
Совместное действие деэмульгатора и ингибитора коррозии также было описано авторами [11], применившими в качестве деэмульгаторов продукты Дин-4, Рекод, Пральт-11, а в роли ингибитора – Сонкор-9011. При их апробации отмечен факт усиления глубины обезвоживания нефти.
Специалистами Колтек также созданы достаточно эффективные реагенты для разрушения водонефтяных эмульсий. Ими оказались оксиалкилированные алкилфенолформальдегидные смолы (ОАФФС), которые выступают в качестве основного компонента активной составляющей композиционных деэмульгаторов.
Оптимальным является состав ОАФФС со средней степенью конденсации m = 4 и степенью оксиалкилирования n = 9. Новые деэмульгаторы, получившие товарные марки «Геркулес 1603С» (ОАФФС + деэмульгатор) и «Геркулес 1017 М» (ОАФФС + диспергатор), успешно апробированы на промышленной ЭЛОУ ОАО «Уфимский НПЗ» и на пилотной ЭЛОУ ОАО «ВНИИ НП» (при обессоливании высокопарафинистой каспийской нефти).
Полученные результаты позволили рекомендовать их к полномасштабному промышленному применению.
В технической и патентной литературе подробно описаны и другие инновационные методы применения деэмульгаторов различного состава для разрушения водонефтяных эмульсий и нефтешламов [12, 13].
Для достижения указанной цели авторами [RU № 2762513] предложен твердофазный деэмульгатор, включающий в себя пепельные структуры нефти и поваренной соли, полученные в результате их перемешивания в равном массовом количестве, термообработки при 1000 °С, и активирующую добавку – наночастицы марганца, в количестве 10 % от массы полученной пепельной структуры.
Положительный эффект достигается и при электрогидравлическом воздействии на водонефтяную эмульсию, с помощью системы, которая содержит устройство, включающее герметичный корпус, заполненный жидкостью, с установленными в нем двумя электродами. Способ описан в патенте [RU № 2727600].
Разрушение водонефтяных эмульсий может быть достигнуто и в проточном режиме за счет применения постоянного магнитного поля [14, 15].
Согласно [RU № 2705096] предлагаемый метод базируется на обработке водонефтяных эмульсионных систем постоянным магнитным полем, после чего осуществляют обработку озоном с удельным расходом 10 г/ч. При реализации данного приема происходит обезвоживание нефти до остаточного содержания воды в ней менее 1 мас. % и улучшение качества водной фазы до содержания нефтепродуктов <10 мг/л.
Достаточно интересное техническое решение предложено ОАО «Татнефть» [16] Оно касается переработки осложненной водонефтяной стойкой эмульсии и предусматривает подачу в нее соответствующего растворителя, деэмульгатора, обессоленной воды, нагревание эмульсионной композиции, центрифугирование с целью отделения механических примесей.
В литературе подробно описано и использование ультразвука с целью улучшения степени диспергирования добавляемого деэмульгатора и интенсификации разрушения водонефтяных эмульсий ([RU № 2724745]; [RU № 2768664]; [RU № 2698803]).
Рассматриваемые инновационные способы предусматривают проведение процесса при температуре от 25 °С до 60 °С, ультразвуковое воздействие на композицию в проточном канале с созданием условий для цилиндрического или квазицилиндрического фокусирующего акустического концентратора с требуемой частотой резонанса.
Наряду с рассмотренными водонефтяными эмульсиями на территории многих предприятий в прудах-отстойниках (амбарах) сегодня скопились огромные количества отходов нефтепродуктов, представляющих собой смесь нефти, воды и твердой фазы. Нефтешлам – сложная физико-химическая коллоидная система, которая состоит из различных нефтепродуктов, механических примесей (глины, оксидов железа и других соединений, песка) и воды, причем соотношение составляющих его веществ может варьировать в широких пределах. Особенностью амбарных эмульсий в нефтедобывающей промышленности является наличие значительного количества механических примесей – до 10–13 мас. %, повышенная вязкость дисперсионной среды до 400–800 мм2/с, высокая агрегативная устойчивость к длительному хранению.
Большинство проектов по утилизации подобных шламов не дают должного эффекта из-за неправильно подобранного оборудования, химических реагентов (деэмульгаторов, флокулянтов) или незнания природы перерабатываемых отходов.
Рассмотрим наиболее интересные технические решения.
Предлагаемая в [RU № 2276658] технология предусматривает подогрев нефтесодержащего отхода до 60–90 °С, подачу его насосом в кавитационное устройство под давлением до 6 кгс/см2, ультразвуковую обработку нефтешлама в присутствии деэмульгатора и получение на его основе котельного топлива или сырьевого компонента для нефтеперерабатывающего завода. К ее несовершенству можно отнести высокое содержание воды в получаемом котельном топливе, а также продолжительное время пребывания обработанного нефтешлама в отстойниках перед его отправкой на НПЗ.
С целью снижения вязкости нефтяных шламов патентом на изобретение [RU № 2149145] предусмотрено добавление в них нефти в количестве не менее 20 %, подогрев композиции с помощью паровых нагревателей с одновременным прямым впрыском в нее части пара и обеспечением гомогенности шлама путем принудительной его циркуляции с последующей подачей в декантер, механическим разделением на фазы различной плотности – нефтяную, водную и твердую с последующим отстоем нефтяной фазы и ее возвратом в сырьевые резервуары нефтеперерабатывающего предприятия. Этот прием оказался недостаточно эффективным для разделения старых нефтешламов. Отмечено также повышенное содержание в получаемом товарном сырье воды и механических примесей.
Более совершенной является промышленная установка фирмы Flottweg [17]. Она содержит понтон с полупогружным насосом с установленной на нем системой перемешивания, а также парогенератор, две реакционных емкости, шкаф управления и несколько контейнеров для электрооборудования, трикантера, периферийного устройства подготовки и подачи продукта, реагентного хозяйства, а также станцию приготовления раствора флокулянта.
При работающей технологической линии нефтяной шлам из амбара подается в сырьевой резервуар, где проходит подготовку перед подачей на трикантер. Изначально заполняется один резервуар, затем производится перевод на резервный резервуар, а заполненный включается в систему подготовки сырья. Аппараты снабжены перемешивающими устройствами, предусмотрены подача воды, подогрев эмульсии нефтешлама с помощью теплообменника.
Путем регулирования режима работы теплообменников достигается температура в резервуарах в 65 °С. Гомогенизированный нефтешлам поступает с помощью насоса на сепарационную установку для отделения нефти, воды и механических примесей.
Отсепарированная смесь нефтяных фракций под остаточным напором направляют в товарную емкость, расположенную в нижней части рамы трикантера, а затем перекачивают в резервуары готовой продукции. Воду собирают в буферной емкости, расположенной в нижней части сепаратора, и подают на дальнейшую очистку.
Применительно к рассматриваемому способу было отмечено, что изменение параметров вторичного сырья (содержания нефтепродуктов и вязкости шлама) будет оказывать существенное влияние на эксплуатационные характеристики и эффективность разделения на установке. Это может привести к снижению ее производительности или к ухудшению качества отсепарированных продуктов.
Наряду с этим существенные трудности выявлены и при переработке шламов с длительными сроками хранения. Как показала практика, при их центрифугировании наблюдается повышенный износ внутренней полости трикантера и шнека вследствие попадания на них абразивных механических примесей.
Достаточно перспективным является техническое решение, предложенное в патенте на изобретение [RU № 2513196]. При его реализации нефтешлам со шламонакопителя подают насосом под давлением до 1 МПа и расходом до 10 м3/ч в трубчатую печь, нагревают его до 110–120 °С и далее направляют в устройство, заполненное коалесцирующим материалом в виде гранитного щебня с объемно-насыпным весом 1,36–1,40 т/м3 и размером частиц от 5 до 50 мм. Поток нефтешлама подвергают обработке паром по центру и периметру и водой на выходе из устройства, после чего он поступает в горизонтальный отстойник для разделения нефтяной и водной фаз.
Однако при использовании данного метода возможна забивка гранул коалесцирующего материала механическими примесями и заиленным грунтом. По указанной причине возникает необходимость периодической промывки аппарата с прекращением подачи нефтешлама и опорожнением его содержимого.
Этого удается избежать при использовании усовершенствованной установки, включающей устройство для забора нефтешлама из амбара, снабженное самоочищающимся фильтром, теплообменником и высокопроизводительным насосом, двух параллельно работающих аппаратов объемом свыше 30 м3 с перемешивающими устройствами, мерниками подачи воды и деэмульгатора, установленных на тензодатчиках, а также гидродинамический ускоритель диспергирования нефтяного шлама и коалесцирующий сепаратор для выделения из шлама нефтяной фракции, твердых механических включений и воды, отстойник и аппарат обезвоживания нефтепродукта до требований нефтеперерабатывающих предприятий.
Подобная компоновка технологической линии обусловлена неоднородностью слоев нефтяного шлама в амбарах по составу нефтепродуктов и содержанию механических примесей. Присутствующие в нем коллоидные образования стабилизированы природными поверхностно-активными веществами, и для разрушения созданного ими энергетического барьера и объединения частиц одной фазы необходимы интенсивное механическое воздействие, подогрев шлама, добавка воды для обращения фаз и ввод специально подобранного деэмульгатора.
Все это учтено авторами [18, 19]. Для утилизации образующегося отхода – водо-иловой суспензии – в нее вносят инокулят (микробное сообщество), питательной средой которого в аэробных условиях выступают остаточные углеводороды. Выбранные для этой цели микроорганизмы способны разлагать и другие вредные соединения, присутствующие в отходах производства. Широкое применение получили некоторые препараты, например гумиком.
С целью восстановления нарушенных земель, стимуляции процессов биодеструкции углеводородов нефти, повышения урожайности сельскохозяйственных и луговых культур хорошо зарекомендовали себя технологии ремедиации с использованием гуминовых соединений, выделяемых из различного природного сырья (торфа, бурых и окисленных каменных углей, биокомпоста, почв и др.). Эти вещества различного происхождения объединяют наличие ароматического ядра, карбоксильных (-СООН), карбонильных (-СОН), метоксильных (-ОСН3) групп, гидроксильных групп (-ОН) спиртового и фенольного характера, а также амидогрупп (-CONH2). Благодаря наличию ионообменных групп гуминовые препараты способны эффективно сорбировать углеводороды нефти и нефтепродукты, увеличивать активность почвенной микрофлоры, ускорять процессы деструкции углеводородов и их гумификации, т.е. преобразования в почвенный гумус. Водная фаза может быть закачана в скважину, либо использована для размыва придонного слоя нефтешлама.
Рассматриваемый способ переработки нефтяного шлама включает его забор из амбара с помощью насоса повышенной производительности через самоочищающийся фильтр, подогрев в теплообменнике трубчатого или иного типа до 40–60 °С и подачу в аппарат с обогреваемой рубашкой и мешалкой, снабженном мерниками подачи воды и деэмульгатора, установленных на тензодатчиках, с получением термодинамически нестабильной водонефтяной системы, причем в качестве деэмульгатора используют водную суспензию гипса концентрации 10 мас. %, а массовое соотношение нефтешлам : вода : деэмульгатор перед подачей эмульсии в гидродинамический ускоритель тонкого диспергирования составляет (8–16) : (0,1–10) : (>0–0,10), с последующим разделением водонефтяной эмульсии на нефтяную, водную, водоиловую фракции и механические примеси на коалесцирующем сепараторе с гранитным щебнем размером 10–50 мм, отстоем полученного товарного нефтепродукта и удалением из него избыточной воды с использованием установки обессоливания нефти (УОН).
Соблюдение данных условий гарантирует эффективное разрушение нефтесодержащего шлама и получение продукта, отвечающего требованиям нефтеперерабатывающих заводов.
Принцип предлагаемого технического решения поясняется следующим примером и приведенной технологической схемой (см. рис. 1).
Нефтяной шлам из амбара 1 с помощью заборного устройства 2, снабженного самоочищающимся фильтром 3, подают насосом 5-1 производительностью 15 м3/час через теплообменник 4 в один из параллельно установленных обогреваемых аппаратов 6, 7 объемом 30 м3 с работающей мешалкой, и в него из мерников (на схеме не показаны) заливают воду и кальцийсодержащий деэмульгатор – водная суспензия гипса концентрации 10 мас. % до достижения оптимального массового соотношения нефтешлам : вода : деэмульгатор, равного 14 : 3 : 0,05 и близкого к составу обращаемых фаз (нефть – вода↔вода – нефть). Оно устанавливается предварительно для каждого амбара и должно учитываться по мере переработки нефтесодержащих слоев. Температуру смеси в аппарате поднимают до 60–70 °С подачей пара давлением 3–4 атм. в рубашку и его содержимое перемешивают в течение часа. По истечении данного времени водонефтяную суспензию с помощью насоса 5-2 перекачивают в гидродинамический ускоритель диспергирования нефтяного шлама 8 и далее в сепаратор со слоем коалесцирующего материала 9 для выделения из шлама нефтяной и водоиловой фракций, твердых механических включений и воды. Полученную нефтепродуктовую фракцию направляют в отстойник 10 объемом не менее 500 м3 и далее на отгрузку, а при ее несоответствии требованиям нефтеперерабатывающих предприятий по содержанию влаги – на УОН 11 с помощью насоса 5-3. Установка содержит встроенный теплообменник, обогреваемый паром с давлением до 1 МПа. Вода с нижней зоны отстойника объединяется с водной фракцией с коалесцирующего сепаратора 9 и используется для размыва донного слоя нефтешлама в амбаре или закачивается в скважину для поддержания на высоком уровне внутрипластового давления. Одновременно с работой рассмотренной технологической линии происходит подготовка водонефтяной композиции во втором параллельном аппарате (6 или 7). Переключение потоков и регулирование перекачиваемых объемов осуществляется задвижками 12-1÷12-7.
В случае соблюдения всех требований остаточное содержание воды в нефтепродукте не превысит 1,0 мас. %, а солей 3 мг/л, и он пригоден в качестве полноценного сырьевого компонента для нефтеперерабатывающего завода.
Весьма перспективным является и способ переработки нефтешлама, включающий его забор из амбара через самоочищающийся фильтр с помощью высокопроизводительного насоса, подогрев в теплообменнике трубчатого или иного типа до 40–60 °С и подачу в аппарат с обогреваемой рубашкой и мешалкой, снабженный мерниками воды, и деэмульгатора, с получением термодинамически нестабильной водонефтяной системы, причем в качестве деэмульгатора используют водную суспензию сульфата кальция или гипс, или другие кальцийсодержащие соли или смеси, а массовое соотношение нефтешлам – вода – деэмульгатор перед подачей в гидродинамический ускоритель тонкого диспергирования составляет (17–25) : (0,1–12) : (>0,1–0,10), с последующим разделением коллоидной водонефтяной эмульсии на нефтяную и водо-иловую фракции на установке электрообессоливания и обезвоживания с отстоем полученного нефтепродукта и утилизацией водо-иловой суспензии [20].
На основании изложенного можно прийти к важному выводу, что эффективное разрушение водонефтяных эмульсий различных месторождений, а также нефтешламовых накоплений может быть достигнуто предварительной оценкой кинетической устойчивости систем, с последующим применением высокоэффективных деэмульгаторов в комбинации с магнитными, электрическими и ультразвуковыми физическими методами.
Литература
1. Бадикова А.Д., Изилянова Д.Л., Мухамадеев Р.У. Особенности разделения водонефтяных эмульсий с использованием химических реагентов // Universum: технические науки. 2019. № 12 (69). Химическая технология.
2. Жолобова Г.Н., Хисаева Е.М., Сулейманов В.Ф. Совершенствование процессов подготовки нефти // Нефтегазовое дело. 2010. № 1. С. 16–18.
3. Афанасьев С.В. Инновации и «зелёные» технологии в газохимии и нефтедобыче. Монография под ред. д.т.н. С.В. Афанасьева. – Самара: – Изд. СНЦ РАН. 2022. – 198 с.
4. Хуторянский Ф.М. Разработка и внедрение эффективных технологий подготовки нефти к переработке на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ). Химико-технологическая защита от коррозии конденсационно-холодильного оборудования АТ (АВТ) НПЗ– Уфа: изд-во ГУП ИНХП РБ, 2013. – 672 с.
5. Леонтьева А.И., Балабаева Н.Н., Брянкин К.В. и др. Формирование структуры водонефтяных эмульсий // Вестник ТГТУ. 2017. Т. 23. № 4. С. 635–640.
6. Хамидуллина Ф.Ф., Хамидуллин Р.Ф., Мингазов Р.Х. Разработка композиционного деэмульгатора для процесса подготовки продукции нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации месторождений // Вестник технологического университета. 2014. № 7. С. 258–262.
7. Смирнов Ю.С., Мелошенко Н.Т. Химическое деэмульгирование нефти как основа ее промысловой подготовки // Нефтяное хозяйство. 1989. № 8. С. 46–50.
8. Патент RU № 2491323. Деэмульгатор для разрушения водонефтяных эмульсий / Т.А. Федущак, В.А. Кувшинов, А.С. Акимов. Опубл. 2013. Бюл. № 24.
9. Малзрыкова Е.В. Разработка и внедрение высокоэффективного деэмульгатора на основе оксиэтилированных алкилфенолформальдегидных смол: дисс. канд. техн. наук. – М., 2013. – 155 с.
10. Семихина Л.П., Москвина Е.Н., Кольчевская И.В. Явление синергизма в смесях поверхностно-активных веществ // Вестник Тюменского государственного университета. 2012. № 5. С. 85–91.
11. Федотов А.С., Федотова Н.Ф. Влияние деэмульгаторов на обезвоживание водонефтяных эмульсий Южно-Субботинского и Коммунаровского месторождений // Вестник Оренбургского государственного университета. 2010. № 2. С. 154–157.
12. Хамидуллин Р.Ф., Хамидуллин Ф.Ф., Баязитова Г.Г. Исследование разрушения стойких высоковязких эмульсий // Нефтяная и газовая промышленность. 1990. № 3. С. 35–36.
13. Доссо Уэй, Хуторянский Ф.М., Ахмади Соруш, Ергина Е.В., Анжаев С.С. Эффективный композиционный деэмульгатор для разрушения водонефтяных эмульсий с аномально высоким содержанием мехпримесей // Нефтепереработка и нефтехимия. 2015. № 9. С. 3–7.
14. Ермеев А.М., Елпидинский А.А. О применении магнитного поля в процессах разрушения водонефтяных эмульсий // Вестник Казанского технологического университета. 2013. Т. 16. № 2. С.170–173.
15. Гимазова Г.К., Вахитова А.К., Ермеев А.М., Елпидинский А.А. Изучение влияния магнитного поля на обезвоживание нефтяных эмульсий // Вестник технологического университета. 2015. Т. 18. № 8. С. 107–109.
16. Патент RU № 2724726. Способ подготовки осложнённой нефтяной эмульсии и установка для её осуществления / А.В. Лебедев, Р.Р. Сафин. Опубл. 2020. Бюл. № 18.
17. Лаптев А.В. Наследие черного золота из прошлого // Нефть. Газ. Новации. Научно-технический журнал. 2018. № 8. С. 60–63.
18. Патент RU № 2739031. Способ переработки нефтешлама / С.В. Афанасьев, Д.А. Волков, Д.А. Мельникова. Опубл. 2021. Бюл. № 36.
19. Афанасьев С.В., Паис М.А., Носарев Н.С. Нефтешламы как вторичное сырьё // Neftegaz. ru. Деловой журнал. 2020. № 3,5 (99,5). С. 86–92.
20. Патент RU № 2739139. Способ переработки нефтешлама / С.В. Афанасьев, Д.А. Волков, Д.А. Мельникова. Опубл. 2021. Бюл. № 36.
