Влияние температуры формирования водонефтяных эмульсий на их структурно-реологические свойства

ВЕСТНИК ПНИПУ

2018 Химическая технология и биотехнология № 3

DOI: 10.15593/2224-9400/2018.3.06 УДК 622.276.8

Н.А. Небогина, И.В. Литвинец, И.В. Прозорова

Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук, Томск, Россия

ВЛИЯНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ ФОРМИРОВАНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ НА ИХ СТРУКТУРНО-РЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

Исследованы реологические свойства и процесс осадконакопления у водонеф-тяных эмульсий, сформированных при различных температурах. Объектами исследования являлись искусственно приготовленные при температурах 10, 20, 40 и 60 °С эмульсии с содержанием воды от 5 до 40 % об.

Температуру застывания и вязкость исследуемых образцов определяли с помощью измерителя низкотемпературных показателей нефтепродуктов (ИНПН) «Кристалл». Количественную оценку процесса осадкообразования нефти и водо-нефтяных эмульсий проводили на установке, основанной на методе «холодного стержня». Показано, что вязкость, температура застывания и осадконакопление водонефтяных эмульсий зависят от условий их формирования и степени обводненности. Установлено, что на изменение реологических свойств эмульсий, образованных при 10 и 20 °С, большее влияние оказывает содержание воды, чем температура формирования. Температура застывания эмульсий практически не меняется, а значения динамической вязкости повышаются с увеличением содержания воды почти в 2 раза. Температура формирования 40 и 60 °С оказывает значительное влияние на реологические свойства эмульсий. Эмульсии, образованные при 40 °С, характеризуются максимальными значениями температуры застывания, количества АСПО и вязкости во всем температурном диапазоне. Для эмульсий, сформированных при 60 °С, наблюдаются минимальные значения температуры застывания, количества осадка и вязкости.

Исследование микроструктуры осадков нефтяных эмульсий в тонком слое с помощью микроскопа серии Axio Lab.A1 (Carl Zeiss) позволило определить средний диаметр капель эмульсий и их осадков. Повышение температуры с 10 до 60 °С при формировании эмульсий приводит к росту среднего диаметра капель воды (в 2 раза). Установлено, что увеличение среднего диаметра капель в эмульсиях и их осадков, сформированных при 60 °С, сопровождается ростом доли асфальтено-вых компонентов в составе осадков. Вероятно, это обусловлено тем, что ас-фальтены преимущественно концентрируются на границе раздела фаз капель большего диаметра.

Ключевые слова: водонефтяные эмульсии, асфальтосмолопарафиновые отложения, вязкость, температура застывания, асфальтены, средний диаметр капель.

N.A. Nebogina, I.V. Litvinets, I.V. Prozorova

Institute of Petroleum Chemistry Russian Academy of Sciences Siberian Branch

INFLUENCE OF FORMATION CONDITIONS ON STRUCTURALLY-MECHANICAL PROPERTIES OF WATER-OIL EMULSIONS

The rheological properties and the process of wax deposition in water-oil emulsions formed at different temperatures are investigated. The objects of the study were emulsions with a water content of 5 to 40 % prepared at temperatures of 10 °C, 20 °C, 40 °C and 60 °C.

The pour point and the viscosity of the research samples were determined using a "Kristall" low-temperature indicator ofpetroleum products. The process of wax deposition from oil and water-oil emulsions was carried out by the method of "coldfinger". It is shown that viscosity, pour point and wax deposition of water-oil emulsions depend on the conditions of their formation and the degree of water cut. The water content has more influence on the rheological properties of emulsions formed at 10 and 20 ° C, than the conditions for their formation The pour point of emulsions does not change, and the values of dynamic viscosity increase with increasing water content by almost 2 times. The formation temperature of 40 and 60 ° C has a significant effect on the rheological properties of emulsions. Emulsions formed at 40 and 60 °С are characterized by maximum values of the pour point, the amount of wax deposit and the viscosity over the entire temperature range. For emulsions formed at 60 °C, the minimum values of the pour point, the amount of wax deposit and viscosity are observed.

Investigation of the microstructure of wax deposition of water- oil emulsions in a thin layer with the Axio Lab.A1 (Carl Zeiss) microscope made it possible to determine the average droplet diameter of water-oil emulsions. An increase in the emulsion formation temperature from 10 ° C to 60 ° C leads to an increase in the mean diameter of water droplets. It has been established that an increase in the average droplet diameter of the of wax deposition of the emulsions is accompanied by an increase in the proportion of asphaltene components in the wax deposition, probably because the asphaltenes are mainly concentrated at the interface of the phases of droplets of larger diameter.

Keywords: water-oil emulsions, wax deposit, asphaltenes, viscosity, pour point, the average diameter of the drops.

На современном этапе развития нефтяной промышленности увеличилось число месторождений, вступивших на позднюю стадию разработки с использованием методов повышения нефтеотдачи пластов, приводящих к обводнению добываемой продукции. При подъеме обводненной нефти от забоя до ее устья и дальнейшем движении по промысловым коммуникациям нефть с водой непрерывно перемешивается, что приводит к образованию водонефтяных эмульсий. Формирование и устойчивость водонефтяных эмульсий определяются следующими факторами: степенью обводненности нефтяных скважин, минерализацией пластовых вод, способом добычи нефти, ее компонентным составом

и физико-химическими свойства и т.д. [1, 2]. Образование водонефтяных эмульсий значительно осложняет добычу, сбор и подготовку товарной нефти, создавая дополнительные проблемы при ее транспорте и хранении. Наличие водонефтяных систем способствует интенсивному коррозионному износу оборудования, повышает температуру застывания нефти, увеличивает ее вязкость, может приводить к более интенсивному выпадению асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) [3, 4]. В свою очередь, осадкообразование приводит к снижению продуктивности скважин и пропускной способности нефтепроводов.

Опубликовано много работ, посвященных исследованиям физико-химических основ процесса формирования и стабилизации эмульсий [5], а также изучению способов разрушения водонефтяных эмульсий как в зарубежной [6], так и в отечественной литературе [7, 8]. Конечно, полученные ранее результаты дают возможность повысить эффективность технологии подготовки нефти. В связи с недостаточной изученностью особую актуальность в настоящее время приобретает исследование влияния условий формирования водонефтяных эмульсий на их структурно-механические свойства, что позволит спрогнозировать поведение эмульсий при добыче и транспортировке.

Цель данной работы заключалась в исследовании процесса осадкообразования и реологических свойств водонефтяных эмульсий различной степени обводненности в зависимости от температуры их формирования. В качестве дисперсной фазы, содержание которой варьировалось (от 5 до 40 % мас.), использовали дистиллированную воду. Нефть и воду предварительно термостатировали в течение 1 ч при температуре 10, 20, 40 и 60 °С. Приготовление эмульсий осуществляли с помощью перемешивающего устройства ПЭ-0118 мощностью 150 Вт со скоростью вращения лопасти 2000 об/мин в течение 10 мин, перемешивание проводили при тех же температурах: 10, 20, 40 и 60 °С. Полученные эмульсии выдерживали в течение суток при комнатной температуре, а затем проводили исследования.

Температуру застывания исследуемых нефтяных образцов определяли с помощью измерителя низкотемпературных показателей нефтепродуктов (ИНПН) «Кристалл», предназначенного для экспресс-анализа дизельных топлив и масел, а также авиационных керосинов в лабораторных и заводских условиях. Определение динамической и эффективной вязкости нефти и их эмульсий определяли на мини-ротационном вискозиметре ИНПН.

Количественную оценку процесса осадкообразования исходной нефти и водонефтяных эмульсий проводили на установке, основанной на

методе «холодного стержня». Температуру среды и осадкообразующей поверхности подбирали экспериментально, основываясь на температуре застывания исходной нефти. Групповой состав нефти и нефтяных осадков водонефтяных эмульсий определяли методом колоночной жидкостной адсорбционной хроматографии. Микроструктуру осадков нефтяных эмульсий изучали в тонком слое с помощью микроскопа серии Axio Lab.Al (Carl Zeiss) в проходящем свете при увеличении в 450 раз.

Температура застывания является важным параметром для нефтяных систем, значение которого зависит от углеводородного состава нефти, степени обводненности и минерализации водной фазы эмульсий. Исследование влияния условий формирования водонефтяных эмульсий показало, что температура, при которой образуется эмульсия, оказывает значительное влияние на многие структурно-механические свойства во-донефтяных эмульсий, в том числе и на температуру застывания (табл. 1). Так, для эмульсий, образованных при 10 и 20 °С, температура застывания практически не изменяется в зависимости от обводненности. Температура застывания эмульсий, сформированных при 40 °С, в среднем в 1,5 раза выше, чем температура застывания исходной нефти и эмульсий, сформированных при 10 и 20 °С. При формировании эмульсий при 60 °С температура застывания исследуемых систем значительно снижается.

Таблица 1

Температура застывания исходной нефти и эмульсий при различных условиях формирования

Температура Температура застывания, °С

формирования, Исходная 5%-ная 10%-ная 20%-ная 30%-ная 40%-ная

°С нефть эмульсия эмульсия эмульсия эмульсия эмульсия

10 +7,5 +9,5 +9,6 +9,4 +9,4 +8,9

20 +7,3 +6,8 +7,0 +6,7 +6,9 +7,0

40 +7,4 +11,0 +11,3 +11,8 +11,9 +12,1

60 -4,7 -1,3 +0,4 +0,8 +0,9 +1,1

Значения температуры застывания и вязкости учитываются при принятии технологических решений транспортировки сложных нефтяных систем. Полученные зависимости вязкости от температуры для водонефтяных эмульсий различной степени обводненности, сформированных при 10, 20, 40 и 60 °С, приведены на рис. 1.

Можно отметить, что вязкость исходной нефти, предварительно термостатируемой при 10, 20 и 40 °С, имеет близкие значения во всем температурном диапазоне (см. рис. 1). При этом вязкость нефти, нагре-

той до 60 °С, значительно ниже. Эмульсии, образованные при 40 °С, характеризуются наибольшими значениями вязкости. Для водонефтяных систем, полученных при 60 °С, характерны минимальные значения вязкости. Вязкость эмульсий, сформированных при 10 °С, близка к вязкости эмульсий, сформированных при 20 °С.

Рис. 1. Динамическая вязкость нефти и эмульсий при различных температурах формирования: а - 10 °С; б - 20 °С; в - 40 °С; г - 60 °С

При этом увеличение содержания водной фазы в эмульсиях сопровождается ростом вязкости. Такая тенденция сохраняется для всех исследованных водонефтяных эмульсий при различных температурах формирования.

Понижение температуры ухудшает растворяющую способность нефти, в результате чего в системе появляются кристаллы парафиновых

углеводородов. Градиент температур нефтяного потока и окружающей среды, наличие в нефтяной системе парафиновых углеводородов, воды приводит к образованию АСПО. Состав и интенсивность образования АСПО определяется множеством различных факторов (компонентный состав нефти, снижение температуры нефтяного потока, разгазирование и обводненность нефти и др.) [9-12]. Влияние содержания воды на количество АСПО при разных температурах формирования водонефтяных эмульсиях представлено в табл. 2. Показано, что при добавлении воды в систему количество осадка увеличивается в 1,2-2,2 раза по сравнению с исходной нефтью. При исследовании влияния температуры формирования эмульсий и содержания водной фазы на интенсивность осадкообразования установлено, что максимальное (35,0 г/100 г) и минимальное (5,7 г/100 г) количество осадка соответствует 5 % эмульсии, образованной при 40 и 60 °С соответственно.

Таблица 2

Количество АСПО нефти и эмульсий при различных условиях

формирования

Температура Количество осадка г/100г

формирования, Исходная 5%-ная 10%-ная 20%-ная 30%-ная 40%-ная

°С нефть эмульсия эмульсия эмульсия эмульсия эмульсия

10 19,5 29,2 27,4 25,0 22,2 22,2

20 18,3 29,8 26,4 22,7 21,5 20,5

40 30,3 35,0 35,2 35,0 35,4 34,9

60 2,6 5,7 7,0 7,7 9,4 13,3

При температуре формирования 10 и 20 °С для всех исследуемых водонефтяных эмульсий наблюдается снижение количества АСПО с увеличением содержания воды в эмульсии. Для эмульсий, образованных при 40 °С, количество осадка в зависимости от степени обводненности практически не изменяется. Для эмульсий, образованных при 60 °С, с увеличением содержания воды в эмульсии возрастает количество осадка в 2 раза. При этом для всех эмульсий, сформированных при 40 °С, характерно максимальное количество осадка, а при 60 °С -минимальное количество АСПО.

Известно, что состав АСПО зависит от компонентного состава исходных нефтей [13]. Исследования группового состава проводились для осадков, выделенных из исходной нефти и эмульсий различной степени обводненности, сформированных при 10, 20, 40 и 60 °С (табл. 3).

Таблица 3

Групповой состав АСПО, выделенных из нефти и водонефтяных эмульсий, сформированных при различных температурах

Исходная нефть, эмульсия Температура формирования, °С Отн. содержание, %

асфальтены масла смолы

Исходная нефть 10 0,9 86,4 12,7

20 1,7 86,7 11,6

40 2,2 86,3 11,5

60 4,9 83,9 11,2

5%-ная эмульсия 10 3,6 82,8 13,6

20 4,3 82,9 12,8

40 4,5 83,4 12,1

60 5,5 82,6 11,9

10%-ная эмульсия 10 3,7 84,2 12,1

20 4,5 84,3 11,2

40 4,8 83,4 11,8

60 5,7 81,5 12,8

20%-ная эмульсия 10 4,4 82,7 12,9

20 4,8 83,4 11,8

40 5,2 82,7 12,1

60 5,9 81,4 12,7

30%-ная эмульсия 10 4,6 83,1 12,3

20 5,0 83,3 11,7

40 5,8 81,5 12,7

60 6,0 81,4 12,6

40%-ная эмульсия 10 4,8 83,4 11,8

20 5,1 83,1 11,8

40 5,8 83,3 10,9

60 6,2 82,9 10,9

При повышении температуры нагрева исходной нефти с 10 до 60 °С в составе осадков отмечено увеличение доли асфальтеновых компонентов более чем в 5 раз. Добавление воды в нефтяную систему приводит к значительному увеличению содержания асфальтеновых компонентов в составе АСПО. Так, для осадка, выделенного из 5%-ной эмульсии, сформированной при 10 оС, наблюдается возрастание доли асфальтенов в 4 раза, по сравнению с осадком, выделенным из безводной нефти. При увеличении температуры формирования эмульсии с 10 до 60 °С содержание асфальтенов в составе АСПО также возрастает в 1,3-1,5 раза, что характерно и для исходной нефти. Максимальное содержание асфальтенов приходится на осадок, выделенный из 40%-ной эмульсии, сформированной при 60 оС, и составляет 6,2 % мас. Содержание углеводородов и смол в составе

осадков при повышении обводненности и температуры формирования эмульсии практически не изменяется.

Согласно литературным данным, размер частиц дисперсной фазы оказывает значительное влияние на устойчивость и реологические характеристики дисперсной системы. В зависимости от физико-химических свойств нефти и воды, а также условий образования эмульсий размеры капель могут быть самыми разнообразными [14, 15]. Анализ микрофотографий исследуемых водонефтяных эмульсий и их осадков позволил рассчитать средний диаметр капель воды (рис. 2, 3).

В эмульсиях, сформированных при 10, 20 и 40 °С, и их осадках средний диаметр капель воды изменяется незначительно. Однако в эмульсиях, сформированных при 60 °С, средний размер капель больше, чем средний диаметр капель в их осадках.

10 °С 20 °С 40 °С 60 °С

Рис. 2. Микрофотографии 10 % эмульсии, сформированной при различных температурах, и ее осадков

В эмульсиях, сформированных при 10, 20 и 40 °С, и их осадках средний диаметр капель воды изменяется незначительно. Однако в эмульсиях, сформированных при 60 °С, средний размер капель больше, чем средний диаметр капель в их осадках. Согласно рис. 3 для всех исследуемых водонефтяных эмульсий и их осадков характерно увеличение среднего диаметра капель воды в 1,5-2 раза при повышении температуры формирования до 60 °С.

С увеличением содержания воды средний диаметр капель незначительно снижается при всех температурах формирования. Однако число капель в эмульсиях с повышением обводенности растет. Согласно графикам для всех исследуемых водонефтяных эмульсий и их осад-

ков характерно увеличение среднего диаметра капель воды в 1,5-2 раза при повышении температуры формирования до 60 °С. Таким образом, увеличение температуры формирования эмульсий приводит к росту среднего диаметра капель воды. Кроме того, повышение температуры формирования водонефтяных эмульсий сопровождается ростом размеров капель воды в эмульсиях и их осадках и доли асфальтеновых компонентов в составе осадков, вероятно, это обусловлено тем, что ас-фальтены преимущественно концентрируются на границе раздела фаз капель большего диаметра.

Рис. 3. Средний диаметр капель воды: а - эмульсий при различных условиях формирования; б - АСПО эмульсий

Таким образом, в работе показано значительное влияние температуры формирования эмульсий на их структурно-механические свойства.

Установлено, что на изменение реологических свойств эмульсий, образованных при 10 и 20 °С, большее влияние оказывает содержание воды, чем температура формирования. Температура формирования 40 и 60 °С оказывает значительное влияние на реологические свойства эмульсий. При температуре формирования эмульсий 40 °С наблюдается ухудшение структурно-реологических параметров. Увеличение температуры до 60 °С приводит к значительному улучшению реологических свойств, снижается количество АСПО. Показано, что присутствие воды в нефтяной системе приводит к значительному увеличению содержания асфальтеновых компонентов в составе АСПО эмульсий в 1,1-4 раза, по сравнению с осадками исходной нефти при всех температурах формирования.

Список литературы

1. Роль уникальных и крупных месторождений в нефтяной промышленности России: ретроспектива, современное состояние, прогноз / А.Э. Кон-торович, Л.В. Эдер, И.В. Филимонова, М.В. Мишенин // Энергетическая политика. - 201б.- № 2. - С. 34-43.

2. Sullivan A.P., Kilpatrick P.K. The Effects of Inorganic Solid Particles on Water and Crude Oil Emulsion Stability // Ind. Eng. Chem. Res. - 2002. - Vol. 41. -P. 3389-3404.

3. Осложнения в нефтедобыче: моногр. / под ред. Н.Г. Ибрагимова, Е.И. Ишемгужина. - Уфа: Монография, 2003. - 302 с.

4. Глущенко В.Н. Обратные эмульсии и суспензии в нефтегазовой промышленности. - М.: Интерконтакт Наука, 2008. - 725 с.

5. Kilpatrick P.K. Water-in-Crude Oil Emulsion Stabilization: Review and Unanswered Questions // Energy Fuels. - 2012. - № 2б. - P. 4017 - 402б.

6. Breaking of Water-in-Crude-Oil Emulsions. 3. Influence of Salinity and Water-Oil Ratio on Demulsifier Action / B. Borges, M. Rondon, O. Sereno, J. Asuaje // Energy & Fuels. - 2009. - № 23. - P. 15б8-1574.

7. Тронов В.П. Разрушение эмульсий при добыче нефти. - М.: Недра, 1974. - 272 с.

8. Шевляков М.В. Физико-химические основы процесса формирования и стабилизации водонефтяных эмульсий. Особенности эмульсий высокопа-рафинистых нефтей // Новый университет. Серия: Технические науки. -2011. - № 3(3). - С. 30 - 35.

9. Шарифуллин А.В., Байбекова Л.Р., Хамидуллин Р.Ф. Состав и структура асфальтосмолопарафиновых отложений // Технологии нефти и газа. - 200б. - № 4. - С. 34 - 41.

10. Кирбижекова Е.В., Прозорова И.В., Юдина Н.В. Исследование состава асфальтосмолопарафиновых отложений при образовании обратных во-донефтяных эмульсий // Вестник Томского государственного университета. -

2014. - № 388. - С. 257-2б2.

11. Влияние степени обводненности и минерализации водной фазы на образование асфальтосмолопарафиновых отложений из нефтей месторождений Удмуртии / В.К. Миллер, Л.В. Иванова, Ю.А. Пугачева, В.Н. Кошелев // Труды Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина. -

2015. - № 3. - С. 117-12б.

12. Зависимость состава асфальтосмолопарафиновых отложений от степени обводненности нефти / Е.В. Кирбижекова, И.В. Прозорова, Н.А. Не-богина, А.А. Гринько, Н.В. Юдина // Нефтехимия. - 201б. - Т. 5б, № 5. -С.539-544.

13. Тронов В.П. Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними. - М.: Недра, 19б9. - 192 с.

14. Influence of the speed mixing on viscosity and droplet size of oil in water emulsions / M.V. Peralta-Martinez, A. Arriola-Madellin, E. Manzanares-Papayanopoulos, R. Sanchez-Sanchez, E.M. Palacios-Lozano // Petroleum Science and Technology. - 2004. - Vol. 22. - № 7-8. - P. 1035-1043.

15. Droplet Size Scaling of Water-in-Oil Emulsions under Turbulent Flow / J A. Boxall, C.A. Koh, E D. Sloan, A.K. Sum, D.T. Wu // Langmuir. - 2012. -№ 28. - P. 104-110.

References

1. Kontorovich A.E., Eder L.V., Filimonova I.V., Mishenin M.V. Rol' unikal'nykh i krupnykh mestorozhdenii v neftianoi promyshlennosti Rossii: retrospektiva, sovremennoe sostoianie, prognoz [The role of unique and large deposits in the oil industry in Russia: retrospective, current state, forecast]. Energeticheskaiapolitika, 2016, no. 2, pp. 34-43.

2. Sullivan A.P., Kilpatrick P.K. The Effects of Inorganic Solid Particles on Water and Crude Oil Emulsion Stability. Ind. Eng. Chem. Res., 2002, vol. 41, pp. 3389-3404.

3. Oslozhneniia v neftedobyche [Complications in oil production]. Ed. N.G. Ibragimova, E.I. Ishemguzhina. Ufa, Monografiia, 2003, 302 p.

4. Glushchenko V.N. Obratnye emul'sii i suspenzii v neftegazovoi promyshlennosti [Inverse emulsions and suspensions in the oil and gas industry]. Moscow, Interkontakt Nauka, 2008, 725 p.

5. Peter K. Kilpatrick. Water-in-Crude Oil Emulsion Stabilization: Review and Unanswered Questions. Energy Fuels, 2012,no. 26, pp. 4017-4026.

6. Borges B., Rondon M, Sereno O., Asuaje J. Breaking of Water-in-Crude-Oil Emulsions. 3. Influence of Salinity and Water-Oil Ratio on Demulsifier Action. Energy & Fuels, 2009, no. 23, pp. 1568-1574.

7. Tronov V.P. Razrushenie emul'sii pri dobyche nefti [Destruction of emulsions during oil production]. Moscow, Nedra, 1974, 272 p.

8. Shevliakov M.V. Fiziko-khimicheskie osnovy protsessa formirovaniia i stabilizatsii vodoneftianykh emul'sii. Osobennosti emul'sii vysokoparafinistykh neftei [Physicochemical foundations of the process of formation and stabilization of water-oil emulsions. Features of high-paraffin oil emulsions]. Novyi universitet. Seriia: Tekhnicheskie nauki. 2011, no. 3(3), pp. 30-35.

9. Sharifullin A.V., Baibekova L.R., Khamidullin R.F. Sostav i struktura asfal'tosmoloparafinovykh otlozhenii [Composition and structure of asphaltic-resinous paraffin deposits]. Tekhnologii nefti i gaza, 2006, no. 4, pp. 34-41.

10. Kirbizhekova E.V., Prozorova I.V., Iudina N.V. Issledovanie sostava asfal'tosmoloparafinovykh otlozhenii pri obrazovanii obratnykh vodoneftianykh emul'sii [Investigation of the composition of asphalt-resin-paraffin deposits in the formation of reverse water-oil emulsions]. Vestnik Tomskogo gosudarstvennogo universiteta, 2014, no. 388, pp. 257-262.

11. Miller V.K., Ivanova L.V., Pugacheva Iu.A., Koshelev V.N. Vliianie stepeni obvodnennosti i mineralizatsii vodnoi fazy na obrazovanie asfal'tosmoloparafinovykh otlozhenii iz neftei mestorozhdenii Udmurtii [Influence of the degree of watercut and mineralization of the water phase on the formation of asphalt-smolar paraffin deposits from the

oil deposits of Udmurtia]. Trudy Rossiiskogo gosudarstvennogo universiteta nefti i gaza im. I.M. Gubkina, 2015, no. 3, pp. 117-126.

12. Kirbizhekova E.V., Prozorova I.V., Nebogina N.A., Grin'ko A.A., Iudina N.V. Zavisimost' sostava asfal'tosmoloparafinovykh otlozhenii ot stepeni obvodnennosti nefti [Dependence of the composition of asphalt-tar-paraffin deposits on the degree of water cut in oil]. Neftekhimiia, 2016, vol. 56, no. 5, pp. 539-544.

13. Tronov V.P. Mekhanizm obrazovaniia smoloparafinovykh otlozhenii i bor'ba s nimi [Mechanism of formation of tar paraffin deposits and their control]. Moscow, Nedra, 1969, 192 p.

14. Peralta-Martinez M.V., Arriola-Madellin A., Manzanares-Papayanopoulos E., Sanchez-Sanchez R., Palacios-Lozano E.M. Influence of the speed mixing on viscosity and droplet size of oil in water emulsions. Petroleum Science and Technology, 2004, vol. 22, no. 7-8, pp. 1035-1043.

15. Boxall J. A., Koh C.A., Sloan E.D., Sum A.K., and Wu D.T. Droplet Size Scaling of Water-in-Oil Emulsions under Turbulent Flow. Langmuir, 2012, no. 28, pp. 104-110.

Получено 19.07.2018

Об авторах

Литвинец Ирина Валерьевна (Томск, Россия) - кандидат химических наук, научный сотрудник лаборатории реологии нефти ИХН СО РАН (634055, г. Томск, пр. Академический, 4, e-mail: iralitvinets@yandex.ru).

Небогина Надежда Александровна (Томск, Россия) - кандидат химических наук, научный сотрудник лаборатории реологии нефти ИХН СО РАН (634055, г. Томск, пр. Академический, 4, e-mail: hadejka@rambler.ru).

Прозорова Ирина Витальевна (Томск, Россия) - кандидат химических наук, старший научный сотрудник лаборатории реологии нефти ИХН СО РАН (634055, г. Томск, пр. Академический, 4, e-mail: piv@ipc.tsc.ru).

About the authors

Irina V. Litvinets (Tomsk, Russian Federation) - Ph.D. in Chemical Sciences, Junior scientist, Laboratory of oil Rheology, Institute of Petroleum Chemistry Russian Academy of Sciences Siberian Branch (4, Akademichesky av., Tomsk, 634021, e-mail: iralitvinets@yandex.ru).

Nadezhda A. Nebogina (Tomsk, Russian Federation) - Ph.D. in Chemical Sciences, Scientist, Laboratory of oil Rheology, Institute of Petroleum Chemistry Russian Academy of Sciences Siberian Branch (4, Akademichesky av., Tomsk, 634021, e-mail: hadejka@rambler.ru).

Irina V. Prozorova (Tomsk, Russian Federation) - Ph.D. in Chemical Sciences, Snr. Scientist, Laboratory of oil Rheology, Institute of Petroleum Chemistry Russian Academy of Sciences Siberian Branch (4, Akademichesky av., Tomsk, 634021, e-mail: piv@ipc.tsc.ru).