ЭМУЛЬСИИ НА ОСНОВЕ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ: ВЛИЯНИЕ СОСТАВА ДИСПЕРСИОННОЙ СРЕДЫ НА СВОЙСТВА
Аннотация
Проведено исследование двух нефтей месторождений Западной Сибири (СК и ВК) комплексом физико-химических методов с целью определения влияния структурно-группового состава на устойчивость их водонефтяных эмульсий с дистиллированной водой. Выделены масла, ароматические вещества, смолы и асфальтены и проведено сравнение их структурно-группового состава. Приготовлены водонефтяные эмульсии на основе этих нефтей с содержанием дистиллированной воды 30 мас. %, исследована их микроструктура методом дисперсионного анализа на основе данных, полученных с помощью оптической микроскопии в проходящем свете. Установлено, что обе эмульсии характеризуются близкими значениями средних диаметров капель воды, средней площадью поверхности сферических частиц и скоростью седиментации, однако эмульсии нефти CК характеризуются меньшей устойчивостью к расслоению. Проведено сравнение реологических параметров нефтей и их эмульсий, рассчитана степень псевдопластичности. По результатам определения устойчивости эмульсий методом «bottle test» в течение 48 ч при температурах 20 °С и 50 °С показано, что эмульсии с нефтью ВК более устойчивы, несмотря на изначально меньшее содержание асфальтенов и меньшее отношение асфальтены/смолы, по сравнению с нефтью ВК. Из эмульсии нефти СК выделилось 50% об. воды, в то время как эмульсия нефти ВК не расслаивается в условиях эксперимента. По данным ИК-спектроскопии и потенциометрического титрования установлено, что для нефти ВК характерно большее содержание кислородсодержащих компонентов и кислотных групп, которые, обладая поверхностной активностью, могут дополнительно стабилизировать ее эмульсии, компенсируя тем самым меньшее содержание асфальтенов.
Для цитирования:
Волкова Г.И., Смирнова Е.Ю. Эмульсии на основе тяжелой нефти: влияние состава дисперсионной среды на свойства. Изв. вузов. Химия и хим. технология. 2026. Т. 69. Вып. 7. С. 53-61. DOI: 10.6060/ivkkt.20266907.4t.
Литература
Statistical Review of World Energy. Energy Institute. 2025. https://www.energyinst.org/statistical-review.
OPEC World Oil Outlook 2050. Organization of the Petroleum Exporting Countries. 2025. https://publications.opec.org/woo.
Turnaeva E.A., Sidorovskaya E.A., Adakhovskij D.S., Kikireva E.V., Tret'yakov N.YU., Kol'cov I.N., Volkova S.S., Groman A.A. Oil emulsion characteristics as significance in efficiency forecast of oil-displacing formulations based on surfactants. Izv. Vuzov. Neft’ Gaz. 2021. V. 3. P. 91-107 (in Russian). DOI: 10.31660/0445-0108-2021-3-91-107.
Nebogina N.A., Prozorova I.V. Yudina N.V., Petrenko T.V. The study of the optical properties of asphaltenes of water-oil emulsion wax depositions. Vest. PNIPU. Khim. Tekh. Biotekhn. 2019. V. 2. P. 113-125 (in Russian). DOI: 10.15593/2224-9400/2019.2.10.5.
Czarnecki J. On the Stabilization Mechanism of Waterin-Oil Emulsions in Petroleum Systems. Energy Fuels. 2005. V. 19. P. 2074-2079. DOI: 10.1021/ef0501400.
Loginova V.S. Approaches to breaking water-oil emul-sions. Tend. Razv. Nauki Obraz. 2024. N 108-13. P. 150-152 (in Russian). DOI: 10.18411/trnio-04-2024-741.
Hrisonidi V.A., Strueva V.A. Modern methods of destroying waterin-oil emulsions. Sci. Heritage. 2020. N 50-3 (50). P. 38-41 (in Russian).
Lekomtsev A. V., Mordvinov V. A., Dvoreckas R.V., Stepanenko I.B., Bakanaev V.S., Silichev M.A. Kornilov K.V. Justification of ultrasonic impact technology for destruction of stable water-oil emulsions. Izv. TPU. Inzhiniring Georesursov. 2021. V. 332. N 5. P. 101-109 (in Russian). DOI: 10.18799/24131830/2021/5/3189.
Khalilova G.A., Yarkeeva N.R. Emulsion breaking methods in oil production. Probl. Sbora, Podgotovki Transporta Nefti Nefteproduktov. 2019. V. 5 (121). P. 28-32(in Russian). DOI: 10.17122/ntjoil-2019-5-28-32.
Voronetskaya N.G., Pevneva G.S. Thermal transformations of maltenes and oils from heavy methane base crudes. ChemChemTech [Izv. Vyssh. Uchebn. Zaved. Khim. Khim. Tekhnol.]. 2024. V. 67. N 8. P. 59-67. DOI: 10.6060/ivkkt.20246708.4t.
Peshnev B.V., Nikolaev A.I., Nikishin D.V., Alkhamedi M.Kh.I. Prospects of using the cavitation phenomenon in oil refining. ChemChemTech [Izv. Vyssh. Uchebn. Zaved. Khim. Khim. Tekhnol.]. 2023. V. 66. N 4. P. 110-116. DOI: 10.6060/ivkkt.20236604.6760.
Lykov V.V., Makhmudova L.Sh., Laieva Kh.Sh. Stabili-zation of the field water-oil emulsion by electrohydraulic impact with a 15-fold decrease in viscosity. Neftegaz. De-lo. 2023. V. 21. N 4. P. 142-153 (in Russian). DOI: 10.17122/ngdelo-2023-4-142-153.
He L., Lin F., Li X., Sui H., Xu Z. Interfacial sciences in unconventional petroleum production: From fundamen-tals to applications. Chem. Soc. Rev. 2015. V. 44. P. 5446–5494. DOI: 10.1039/C5CS00102A.
Spiecker M.P., Kilpatrick P.K. Interfacial Rheology of Petroleum Asphaltenes at the Oil−Water Interface. Lang-muir. 2004. V. 20. N 10. P. 4022–4032. DOI: 10.1021/la0356351.
Mansur G., Ivanova L.V., Miller V.K., Koshelev V.N. Influence study of the groupchemical composition of crude oil on the properties of waterin-oil emulsions. But-lerov Commun. 2022. V. 71. N 7. P. 86-93 (in Russian). DOI: 10.37952/ROI-jbc-01/22-71-7-86.
León O., Rogel E., Espide J., Torres G. Asphaltenes: Structural Characterization, Self-Association, and Stability Behavior. Energy Fuels. 1999. V. 14(1). P. 6-10. DOI: 10.1021/ef9901037.
Kokal S.L. Crude oil emulsions: A state-of-theart review. SPE Prod. Facil. 2005. V. 20. № 1. P. 5-13. DOI: 10.2118/77497-pa.
Okhotnikova E.S., Ganeeva Yu.M., Barskaya E.E., Fazylzyanova G.R., Yusupova T.N., Morozov V.I., Ivanov D.S. Molecular Basis of Asphaltene Stability. Pe-troleum Chem. 2024. V. 64. N 5. P. 570-579. DOI: 10.1134/s0965544124030010.
McLean J.D., Kilpatrick P.K. Effects of Asphaltene Solvency on Stability of Waterin-Crude-Oil Emulsions. J. Colloid Interface Sci. 1997. V. 189 (2). 1997. P. 242–253. DOI: 10.1006/jcis.1997.4807.
Park J.W., Cho Yu., Son S., Kim S., Lee K.B. Charac-terization and structural classification of heteroatom components of vacuum-residue-derived asphaltenes using APPI (+) FT-ICR mass spectrometry. Energy Fuels. 2021. V. 35. N 17. P 13756-13765. DOI: 10.1021/acsenergyfuels 1c01802.
Hsu C.S., Robinson. P.R. Elemental and Chemical Com-positions. In: Petroleum Science and Technology. Petroleum Science and Technology. NY: Springer, Cham. 2024. P. 47-65. DOI: 10.1007/978-3-031-46641-0_3.
Gerasimova N.N., Cheshkova T.V., Kovalenko E.Yu., Sagachenko T.A., Min R.S., Ogorodnikov V.D. Composition of resin-asphaltene and oil components of heavy oils. Izv. TPU. Inzhiniring Georesursov. 2022. V. 9. P. 128-136 (in Russian). DOI: 10.18799/24131830/2022/9/3672.
Eliane V. Barros, Paulo R. Filgueiras, Valdemar Lac-erda Jr., Ryan P. Rodgers, Wanderson Romão. Charac-terization of naphthenic acids in crude oil samples – A literature review. Fuel. 2022. V. 319. N 8. P. 123775. DOI: 10.1016/j.fuel.2022.123775.
Brient J.A., Wessner P.J., Doyle M.N. Napthenic Acids. Kirk-Othmer Encyclopedia of Chemical Technology, Fourth Edition. NY: Wiley & Sons, Inc. NY. 2002. DOI: 10.1002/0471238961.1401160802180905.a01.
Ismoilov M., Imomova M. Research of naphthenic acid applications. Universum Khim. Biolog. 2022. V. 11. P. 101. (in Russian). DOI: 10.32743/UniChem.2022.101.11.14451.
Facanali R., De A. Porto N., Crucello J., Carvalho R.M., Vaz B.G., Hantao L.W. Naphthenic Acids: Formation, Role in Emulsion Stability, and Recent Advances in Mass Spectrometry-Based Analytical Methods. J. Analyt. Methods Chem. 2021. V. 2021. N 1. P. 1-15. DOI: 10.1155/2021/6078084.
Samushkova E.S. Causes of oil-water emulsion formation. Emulsion stability factors. Neft. Provints. 2021. V 1. N 25. P. 170-181 (in Russian). DOI: 10.25689/NP.2021.1.170-181.
