Moluch 106 c indd

Особенности состава и свойств устойчивых 
водонефтяных эмульсий местных нефтей
Сатторов Мирвохид Олимович, преподаватель
Бухарский инженерно-технологический институт (Узбекистан)
В 
настоящее время динамичное развитие добычи и пе-
реработки нефти в Узбекистане требует разработки 
эффективных научно-обоснованных методов обезвожи-
вания и обессоливания водонефтяных эмульсий, осо-
бенно устойчивости характера.
Знание особенностей состава и свойств местных водо-
нефтяных эмульсий позволяет их правильно классифици-
ровать и смешивать для дальнейшей переработки т. е. для 
обезвоживания, обессоливания и т. д. [1].
Устойчивые водонефтяные эмульсии, образую-
щиеся на промыслах нефти (ПН), участках подготовки 
нефти (УПН) и нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) 
сильно различаются как по составу, так и по их количе-
ству [1].

---

220
Технические науки
«Молодой учёный» . № 2 (106)  . Январь, 2016 г.
Основная часть образующихся на практике устой-
чивых водонефтяных эмульсии находятся на ПН и УПН, 
где в отдельности подбирают вид и расход деэмульга-
тора.
Известно, что в процессах обезвоживания и обессоли-
вания нефти в основном удаляются с пластовой водой во-
дорастворимых компоненты (соли, кислоты и т. п.). Часть 
ранее введенного деэмульгатора остается в нефти (хотя 
его ничтожно мало по сравнению с основными компонен-
тами нефти).
В УПН, где поступающие нефти смешиваются в общих 
резервуарах наблюдается образование устойчивых водо-
нефтяных эмульсий.
Здесь подбор эффективного деэмулгатора ведется без 
учета ранее примененного в ПН деэмулгатора.
Часто, ошибочный подбор того-или иного деэмульга-
тора не приводит к ускоронию процесса разушения во-
донефтеной эмульсии, а способствует повышению его 
устойчивости.
Анализ состава и свойств устойчивых водонефтяных 
эмульсий местных нефтей показала, что в них имеются 
в значительных количествах: парафины, механические 
примеси, смолянисто-асфальтеновые соединения повы-
шающие их устойчивость.
Интенсивность разрушения водонефтяной эмульсии 
характеризуется по разности (Δ
ρ) между плотностями 
воды и нефти, а также отношением суммарного содер-
жание асфальтенов (а) и смол (с) к содержанию пара-
финов (n) в нефти: [(а+с) /n]. Последний показатель дает 
возможность предопределить способ деэмульгирования 
перерабатываемой водонефтяной эмульсии.
Показатель Δ
ρ соответствует движущей силе грави-
тационного отстаивания и по нему исследуемые водоне-
фтяные эмульсии можно классифицировать на [2]:
− трудно расслаиваемые (Δ
ρ=0,2÷0,25 г/см 
3
);
− расслаиваемые (Δ
ρ=0,25÷0,3 г/см 
3
);
− легко расслаиваемые (Δ
ρ=0,3÷0,35 г/см 
3
),
− а по показателю [(а+с) /n] на:
− смешанные [(а+с) /n=0,951÷1,400];
− смолистые [(а+с) /n=2,759÷3,888];
− высокосмолистые [(а+с) /n=4,774 и более].
В табл. 1 представлены показатели Δ
ρ и [(а+с) /n] во-
донефтяных эмульсий, добываемых в Узбекистане.
Из табл. 1 видно, что среди рассмотренных местных 
водонефтяных эмульсий к легкорасслаиваемому от-
носится эмульсия Андижанского месторождения 
(Δ
ρ=0,301÷0,324 г/см 
3
). Эмульсии месторождений Кок-
думалак (Δ
ρ=0,271÷0,275 г/см 
3
), Северный Уртабулак 
(Δ
ρ=0,273÷0,288 г/см 
3
), Крук (Δ
ρ=0,272÷0,283 г/см 
3
), 
Южный Аламышик (Δ
ρ=0,275÷0,279 г/см 
3
) и Зеварда 
(Δ
ρ=0,278÷0,282 г/см 
3
) по показателю Δ
ρ классифици-
руется как расслаиваемые, а остальные — как трудно-
расслаиваемые. Причем, водонефтяные эмульсии место-
рождений Амударья (Δ
ρ=0,205÷0,211 г/см 
3
), Ляльмикар 
(Δ
ρ=0,224÷0,229 г/см 
3
), Коштар (Δ
ρ=0,246÷0,257 
г/см 
3
), Корайты (Δ
ρ=0,232÷0,237 г/см 
3
) и Миршади 
(Δ
ρ=0,215÷0,219 г/см 
3
) трудно поддаются разрушению 
даже в присутствии активных деэмульгаторов.
Таблица