CC BY
144
УДК.622.276
https://doi.org/10.24411/0131-4270-2020-10209
ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ КОМПОЗИЦИОННЫХ ДЕЭМУЛЬГАТОРОВ ДЛЯ РАЗРУШЕНИЯ УСТОЙЧИВЫХ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ
STUDY OF EFFICIENCY OF COMPOSITE DEMULSINATORS FOR DESTRUCTION OF SUSTAINABLE WATER-OIL EMULSIONS
Г.Р. Гурбанов, А.В. Гасымзаде
Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности, AZ 1010. Баку, Азербайджанская Республика ORCID: https://orcid.org/0000-0003-0167-5707, E-mail: ebikib@mail.ru ORCID: https://orcid.org/0000-0002-5461-7677, E-mail: qasimzade92@inbox.ru
Резюме: Разрушение устойчивых водонефтяных эмульсий является важной частью подготовки нефти к переработке. Поэтому в настоящее время актуальными остаются вопросы разработки новых деэмульгирующих композиций с целью повышения эффективности процесса разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий. В данной работе представлены результаты исследования процессов по обезвоживанию устойчивых нефтяных эмульсий Мурадханлинского месторождения обводненностью 72% масс. Проведены лабораторные исследования по обезвоживанию нефти Мурадханлинского месторождения с использованием композиционных деэмульгаторов. Композиционный состав приготовлен на основе Дисульфана 4411, Дисульфана 13280, Сарола 412, и Дифрона 9426, которые на момент проведения лабораторных испытаний деэмульгирующей эффективности применялись для подготовки нефти на Мурадханлинском месторождении (кроме Дифрона 9426). Анализ контролируемых параметров при проведении лабораторных испытаний на устойчивых водонефтяных эмульсиях Мурадханлинского месторождения выявил, что наилучший результат по динамике отделения воды и остаточной обводненности нефтяной фазы в сравнении с базовым реагентом показал композиционный состав под названием КАВ-21.
Ключевые слова: водонефтяные эмульсии, нефть, деэмульгаторы, деэмульгация, обезвоживание, отстаивание, бутылочный тест.
Для цитирования: Гурбанов Г.Р., Гасымзаде А.В. Исследование эффективности композиционных деэмульгаторов для разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2020. № 2. С. 41-46.
D0I:10.24411/0131-4270-2020-10209
Guseyn R. Gurbanov, Aysel V. Gasymzade
Azerbaijan State Oil and Industry University, AZ 1010. Baku, Azerbaidjan Republic
ORCID: https://orcid.org/0000-0003-0167-5707, E-mail: ebikib@mail.ru ORCID: https://orcid.org/0000-0002-5461-7677, E-mail: qasimzade92@inbox.ru
Abstract: The destruction of sustainable oil-water emulsions is an important part of preparing oil for refining. Therefore, at present, the development of new demulsifying compositions remains urgent in order to increase the efficiency of the process of destruction of stable oil-water emulsions. This paper presents the results of a study of processes for dehydration of stable oil emulsions of the Muradkhanlinskoye field with a water content of 72% by weight. Laboratory studies were conducted on the dehydration of oil from the Muradkhanlinskoye field using composite demulsifiers. The composition is based on Disulfan 4411, Disulfan 13280, Sarol 412, and Difron 9426, which, at the time of the laboratory tests of demulsifying effectiveness, were used to prepare oil at the Muradkhanlinskoye field (except Difron 9426). Analyzing the controlled parameters during laboratory tests on stable water-oil emulsions of the Muradkhanlinskoye field, the best result in the dynamics of water separation, residual water cut of the oil phase in comparison with the base reagent, showed a composition called KAV-21.
Keywords: water-oil emulsions, oil, demulsifiers, demulsification, dehydration, sedimentation, bottle test.
For citation: Gurbanov G.R., Gasimzade A.V. STUDY OF EFFICIENCY OF COMPOSITE DEMULSINATORS FOR DESTRUCTION OF SUSTAINABLE WATER-OIL EMULSIONS. Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons. 2020, no. 2, pp. 41-46.
DOI:10.24411/0131-4270-2020-10209
Введение
В настоящее время большинство крупнейших нефтяных месторождений и залежей мира вступило в позднюю стадию разработки, в результате чего осложняется добыча нефти, возрастает ее обводненность до 80-90%, изменяются и свойства добываемой нефти, в частности повышается ее вязкость [1, 2]. Качество нефти зависит в основном от состава и свойств углеводородов, а также от содержащихся в них примесей, которые в значительной степени влияют на технологию переработки, качество и выход получаемых нефтепродуктов, способствуют коррозии оборудования и отравляют дорогостоящие катализаторы. Всё это в конечном итоге приводит к увеличению стоимости
нефтепереработки и себестоимости нефтепродуктов. Поэтому перед поступлением на переработку нефть необходимо подготовить, то есть максимально удалить из нее такие загрязнения, как вода, соль, механические примеси и др. Особенно сильное коррозионное действие оказывают в присутствии воды хлориды, хлорорганические и сернистые соединения.
В настоящее время за счет выработки активных ресурсов легкой нефти в мире наметилась тенденция к увеличению количества добычи тяжелой высоковязкой нефти. В отличие от обычной нефти, представляющей собой мало-и среднеконцентрированные дисперсные системы, высоковязкие нефти являются высококонцентрированными
ассоциированными дисперсными системами, что отражается на эффективности процессов их добычи, транспортировки и переработки.
В процессе добычи нефти и ее совместного движения с пластовой водой образуются устойчивые нефтяные эмульсии с высоким содержанием в них воды. Причиной образования нефтяных эмульсий является эффективное перемешивание нефти с пластовой водой в стволе скважины при подъеме ее на поверхность земли и при дальнейшем движении по промысловым коммуникациям. Наиболее распространенной эмульсией в нефтегазовой отрасли является вода в нефти. Процессу диспергирования капель воды в нефти способствует наличие поверхностно-активных веществ (ПАВ) в нефти, таких как асфальтены, парафины, смолы и нафтеновые кислоты. Эти ПАВ находятся во взвешенном состоянии в нефти [3-6]. Концентрация данных природных ПАВ, которые влияют на стабильность водонефтя-ной эмульсии, выше в тяжелой нефти, чем в легкой [7, 8].
Подготовка нефти на промыслах занимает важное положение среди основных процессов, связанных с добычей, сбором и транспортированием товарной нефти потребителю - нефтеперерабатывающему заводу или на экспорт. От качества подготовленной нефти зависят эффективность и надежность работы магистрального трубопроводного транспорта.
На конечных стадиях разработки нефтяных месторождений содержание воды в нефти может достигать 90% и более. При этом сырье, поступающее на установки подготовки нефти (УПН), характеризуется не только разнообразием физико-химических свойств, но и изменением его состава во времени.
Задача снижения энергозатрат в системе промыслового сбора нефти была и остается актуальной и связана частично с образованием устойчивых высоковязких эмульсий. Поэтому ее решение во многом зависит от эффективности разрушения водонефтяной эмульсии.
Увеличение роста добычи тяжелой и высоковязкой нефти, способной к формированию стойких эмульсионных систем, требует совершенствования традиционных технологий, подготовки углеводородного сырья к дальнейшей переработке. Осложнения при обезвоживании и обессоливании такой нефти, как правило, возникают при наличии различных видов примесей, которые должны быть удалены самыми эффективными методами. Важным аспектом в подготовке подобной нефти является разработка композиционных деэ-мульгаторов. Основными требованиями для такого реагента являются эффективность при низких температурах и хорошая динамика обезвоживания устойчивой водонефтяной эмульсии [9-12].
Использование композиционных составов в несколько раз эффективнее, чем использование какого-либо соединения в чистом виде. В связи с этим разработка наиболее эффективных композиционных деэмульгаторов является весьма актуальной задачей.
Лабораторные исследования композиционного деэмуль-гатора для разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий являются целью настоящей работы.
Экспериментальная часть
При проведении лабораторных испытаний использовался метод «бутылочного теста» (статический отстой) [13].
Лабораторные испытания были смоделированы с учетом конкретных технологических режимов (температура сепарации, время обезвоживания, гидродинамические характеристики, дозировка, обводненность продукции). Деэмульгаторы дозировались в товарных формах (формах поставки), разрушение устойчивых водонефтяных эмульсий проводилось при температуре 323,15 К.
Основными критериями оценки служили динамика обезвоживания нефти, остаточное содержание воды в нефти в соответствии с ГОСТ-39-133-81 и качество воды и стенок отстойников-цилиндров (визуально).
В работе были применены следующие деэмульгаторы и композиции на их основе:
- Дисульфан 4411 (Россия);
- Дисульфан 13280 (Россия);
- Сарол 412 (Россия);
- Дифран 9426 (Россия);
- КАВ-19 (Дисульфан 4411 + Дисульфан 13280 = 1:1);
- КАВ-20 (Дисульфан 4411 + Сарол 412 = 1:1);
- КАВ-21 (Дисульфан 4411 + Дифрон 9426 = 1:1).
В данном исследовании были проведены эксперименты по обезвоживанию нефтяной эмульсии Мурадханлинского месторождения обводненностью 72% масс. в лабораторных условиях.
Краткая характеристика нефти месторождения Мурадханлы приведена в табл. 1.
Выбор этой нефти обусловлен тем, что на данном месторождении для повышения нефтеотдачи используют химические реагенты, применение которых приводит к повышению устойчивости водонефтяных эмульсий.
Кроме того, данная нефть обладает как парафиновым, так и смоло-асфальтовым типом стабилизаторов и образует устойчивые во времени эмульсионные системы.
Проба испытываемой эмульсии помещалась в специальные градуированные 100 мл отстойники с коническим дном, в каждый из которых шприцами-микродозаторами вводилось заранее рассчитанное количество деэмульгатора в товарной форме (форме поставки). Отстойники герметично закрывались и встряхивались вручную в течение 10 мин для равномерного распределения деэмульгатора в объеме нефтяной фазы и хорошего перемешивания.
Расчет дозировок деэмульгаторов производился исходя из начальной обводненности водонефтяной эмульсии без учета плотности деэмульгатора и плотности нефти.
I Таблица 1
Физико-химические характеристики Мурадханлинской нефти
Наименование параметра Величина
Плотность, Р420, кг/м3 896,3
Содержание парафина, % масс. 6,32
Содержание смол, % масс. 17,53
Содержание асфальтенов, % масс. 15,38
Механические примеси, % масс. 2,4
Вязкость при 20 °С, мм2/с 86,5
Содержание серы,% 0,28
Обводненность, % масс. 72
А/С 0,8774
Количество соли, мг/л 48,2
Объем раствора деэмульгатора, дозируемого в навеску эмульсии, вычисляли по формуле
Уп
т (100 - МСр) Ор 1000
мкл,
где т - навеска эмульсии, мл; Qp - заданная дозировка деэмульгатора, г/т; Wср - исходная средняя обводненность эмульсии, %.
Отстойники с водонефтяной эмульсией, обработанной деэмульгаторами, после перемешивания на шейкере помещались в термостат на время, соответствующее времени пребывания в трубопроводе и технологических установках УПН. Температура термостатирования соответствовала технологическому температурному режиму обезвоживания
нефти. Через заранее выбранные промежутки времени регистрировалось количество отделяемой воды. Кроме того, после обезвоживания нефти визуально анализировалось качество выделенной воды. Затем специальным пробоотборником отбиралась нефть на определение остаточного содержания воды (ГОСТ 2477-65) на уровне на 10 мм выше границы раздела фаз нефть-вода. На основе объема воды, выделившейся во времени, зная исходную обводненность водонефтяной эмульсии, рассчитывалась степень обезвоживания эмульсии:
Степень обезвоживания Объем выделившейся воды Исходная обводненность
100%.
Таблица 2
Результаты лабораторных исследований деэмульгирующий эффективности реагентов на естественных устойчивых водонефтяных эмульсиях месторождения Мурадханлы
Деэмульгаторы Содержание воды в нефти, % об Температура Расход, г/т Количество выделившейся воды, % об. во время отстоя, мин Остаточное содержание
деэмульсации,К 20 40 60 90 120 воды в нефти, % об.
100 18,2 23,6 34,1 38,9 45,6 54,4
Дисульфан 4411 72 323,15 200 21,6 32,7 38,4 43,7 56,8 43,2
300 28,5 39,2 43,7 55,7 67,4 32,6
400 36,3 41,3 48,6 62,8 76,9 23,1
100 14,3 18,7 26,3 32,1 40,7 59,3
Дисульфан 13280 72 323,15 200 17,6 24,6 28,6 34,7 43,6 56,4
300 28,4 33,7 36,5 41,4 48,1 51,9
400 31,3 36,3 42,0 47,8 58,9 41,1
100 16,3 22,4 31,8 36,3 43,7 56,3
Сарол 412 72 323,15 200 18,2 27,3 35,6 42,8 53,6 46,4
300 20,8 28,2 37,8 46,9 62,7 37,3
400 24,9 31,6 39,7 49,8 73,5 26,5
100 23,7 30,3 39,7 45,4 54,9 45,1
Дифрон 9426 72 323,15 200 31,2 39,7 48,5 57,7 66,4 33,6
300 39,6 47,3 54,5 62,7 75,9 24,1
400 45,8 56,2 64,9 76,7 89,8 10,2
100 29,6 36,1 41,7 49,8 58,3 41,7
КАВ-19 (композит) 72 323,15 200 37,8 45,4 50,3 61,7 79,6 20,4
300 43,1 52,3 60,4 69,8 87,6 12,4
400 49,6 58,8 67,9 84,7 92,8 7,2
100 36,3 43,4 52,8 67,1 77,8 22,2
КАВ-20 (композит) 72 323,15 200 45,9 52,1 63,5 72,8 87,6 12,4
300 58,7 65,9 71,9 86,2 94,1 5,9
400 67,1 76,6 87,8 93,9 96,4 3,6
100 46,5 56,2 67,3 78,9 89,6 10,4
КАВ-21 (композит) 72 323,15 200 58,7 68,1 79,3 87,9 96,3 3,7
300 67,3 79,6 86,9 94,8 99,2 0,8
400 74,8 89,6 95,2 98,6 99,7 0,3
Без реагента 72 323,15 - 0 1,2 1,8 2,5 3,6 96,4
Методика определения эффективности деэмульгаторов в лабораторных условиях представляет собой сравнительные испытания, цель которых - выбор наиболее эффективного продукта из ряда испытываемых.
Результаты и их обсуждения
Лабораторные исследования эффективности деэмульгаторов были осуществлены при разрушении устойчивой водонефтяной эмульсии в статических условиях высоковязкой реологически сложной нефти Мурадханлинского месторождения, находящегося на поздней стадии разработки. Для проведения испытаний взяли 7 деэмульгаторов и композиции на их основе.
Исследование деэмульгирующей эффективности разработанных нами композиционных составов является основным параметром для оценки их пригодности в качестве реаген-тов-деэмульгаторов для разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий. А также основными критериями оценки деэмульгирующей эффективности разработанных композиционных составов является динамика обезвоживания нефти за определённый промежуток времени, соответствующий времени подготовки нефти на УПН, и остаточное содержание воды в нефти.
Использовался наиболее простой способ удаления воды из сырой нефти - химический способ при атмосферном давлении с применением деэмульгаторов. Наиболее быстрым способом сравнительной оценки деэмульгирующей активности химического реагента является широко распространенный метод «бутылочного теста» (BattleTest). Исходя из этого, лабораторные испытания деэмульгирования водо-нефтяных эмульсий месторождения Мурадханлы проводились по стандартной методике «бутылочного теста» пробы на свежеотобранных естественных устойчивых водоне-фтяных эмульсиях в условиях, максимально приближенных к условиям подготовки нефти на УПН.
В результате лабораторных испытаний оценивались динамика отделения воды и остаточная обводненность нефтяной фазы (глубина обезвоживания нефти).
Рис. 1. Количество отделившейся воды из устойчивых нефтяных эмульсий различных деэмульгаторов при концентрации 400 г/т. £ = 20-120 мин, Т = 323,15 К: 1 -Дисульфан 4411; 2 - Дисульфан 13280; 3 - Сарол 412; 4 - Дифрон 9426; 5 - КАВ 19; 6 - КАВ 20; 7 - КАВ 21; 8 - без деэмулгатора
10090 80 70 60 5040 30 20 10
20 40 60 80 100 120
Время отстаивания, мин
0
|Рис. 2. Эффективность деэмульгаторов при различных концентрациях. £ = 20-120 мин: 1 - Дисульфан 4411; 2 - Дисульфан 13280; 3 - Сарол 412; 4 - Дифрон 9426; 5 - КАВ 19; 6 - КАВ 20; 7 - КАВ 21
100 200 300 400
Концентрация деэмульгаторов, г/т
Рис. 3. Гистограмма остаточного содержании воды в нефти после обработки
деэмульгаторов при температуре 323,15 К, исходная обводненность 68%, удельный расход деэмульгаторов 400 г/т
В табл. 2 и на рис. 1, 2, 3 представлены динамика отделения воды при температуре 323,15 К и остаточное содержание воды при удельных расходах 100 г/т, 200 г/т, 300 г/т, 400 г/т. Общее время процесса деэмульгации определено и составило 120 мин.
Из табл. 2 и рис. 1, 2, 3 следует, что деэмульгирующая эффективность базовых блок-сополимеров (Дисульфан 4411, Дисульфан 3280, Сарол 412, и Дифрон 9426) на естественных устойчивых водонефтяных эмульсиях Мурадханлинского месторождения при 50 °С и концентрации до 400 г/т невысокая по сравнению с деэмульгирующей эффективностью композиционного состава. Анализ деэмульгирующей эффективности композиционных составов на естественных устойчивых водонефтяных эмульсиях Мурадханлинского месторождения показал, что максимальная эффективность разрушения данной водонефтяной эмульсии была достигнута для композиционного состава КАВ-21.
Выводы
1. На основе лабораторных испытаний устойчивых водонефтяных эмульсий Мурадханлинского месторождения разработан высокоэффективный, многофункциональный композиционный деэмульгатор серии КАВ.
2. По результатам проведенных лабораторных испытаний установлено, что разработанные новые многофункциональные композиционные деэмульгаторы серии КАВ за счет проявления синергизма действия компонентов, входящих в состав композиции, показывают хорошую динамику отстоя по сравнению с базовыми реагентами и обеспечивают высокую степень разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий при температурах 50 °С.
3. Максимальное количество воды, выделившейся при обезвоживании нефти Мурадханлинского месторождения, наблюдается при применении композиционного состава КАВ-21.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Рябов В.Г., Старкова Н.Н., Тархов Л.Г., Кудинов А.В. Переработка нефти и газа: учеб. пособие. Пермь: ПГТУ, 2008. 103 с.
2. Хуторянский Ф.М., Галиев Р.Г., Капустин В.М. Глубокое обезвоживание и обессоливание нефти на НПЗ. Современный научно-технический уровень процесса / Тез. докл. XVII Менделеевского съезда по общей и прикладной химии. М., 2007. Т. 3. С. 461.
3. Schramm L.L. In emulsion fundamentals and applications in the petroleum industry. Washington D.C.: American Chemical Society, 1992.
4. Матиев К.И., Ага-заде А.Д., Келдибаева С.С. Удаление асфальтосмолопарафиновых отложений различных месторождений // SOCAR Proceedings, 2016. № 4. С. 64-68.
5. Бахтизин Р.Н., Каримов Р.М., Мастобаев Б.Н. Влияние высокомолекулярных компонентов на реологические свойства в зависимости от структурно-группового и фракционного состава нефти // SOCAR Proceedings, 2016. № 1. С. 42-50.
6. Kokal S. In petroleum engineering handbook: general engineering. Richardson, TX: Society of Petroleum Engineering, 2006.
7. Мингазов Р.Д. Композиционные составы для разрушения водонефтяных эмульсий на основе олигоурета-нов и ионогенных поверхностно-активных веществ: автореф. дис. канд. техн. наук: 02.00.13. Казань: КНИТУ, 2012. 145 с.
8. Матиев К.И., Ага-заде А.Р., Алсафаров М.Э., Акберова А.Ф. Подбор эффективного деэмульгатора для разрушения водонефтяной эмульсии и исследования по определению совместимости c базовым деэмульгато-ром // SOCAR Proceedings, 2018. № 1. С. 75-82.
9. Персиянцев М.Н., Загороднев С.М., Клейменов В.Ф. и др. Опыт применения реагента-деэмульгатора ДИН на Савельевской УПСВ НГДУ «Бузулукнефть» // Геология и эксплуатация нефтяных и газонефтяных месторождений Оренбургской области, 1999. С. 259-262.
10. Мухамадиев А.А., Нотов С.В. Результаты опытно-промышленных испытаний деэмульгатора «Алкиокс-516» на объектах ОАО «Самотлорнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2008. № 5. С. 74-75.
11. Небогина Н.А., Прозорова И.В., Юдина Н.В. Влияние содержания воды в нефти на формирование и реологические свойства водонефтяных эмульсий // Нефтяное хозяйство. 2008. № 12. С. 90-92.
12. Лутфуллин М.Ф., Мухамадиев А.А., Агниев С.В., Юнусов А.И. Результаты применения деэмульгатора DecleaveS-1251 на Малоичском месторождении ОАО «Северное нефтегаз» ТНК-ВР // Нефтяное хозяйство. 2005. № 5. С. 94-96
13. Сахабутдинов Р.З., Губайдулин Ф.Р., Хамидуллин Р.Ф. Методики испытаний деэмульгаторов для промысловой подготовки нефти. Казань: КГТУ, 2009. 35 с.
REFERENCES
1. Ryabov V.G., Starkova N.N., Tarkhov L.G., Kudinov A.V. Pererabotka nefti i gaza [Oil and gas processing]. Perm, PGTU Publ., 2008. 103 p.
2. Khutoryanskiy F.M., Galiyev R.G., Kapustin V.M. Glubokoye obezvozhivaniye i obessolivaniye nefti na NPZ. Sovremennyy nauchno-tekhnicheskiy uroven' protsessa [Deep dehydration and desalination of oil at a refinery. Modern scientific and technical level of the process]. Trudy XVII Mendeleyevskogo s"yezda po obshchey i prikladnoy khimii [Proc. of XVII Mendeleev Congress on General and Applied Chemistry]. Moscow, 2007, p. 461.
3. Schramm L.L. In emulsion fundamentals and applications in the petroleum industry. Washington D.C, American Chemical Society Publ., 1992.
4. Matiyev K.I., Aga-zade A.D., Keldibayeva S.S. Removal of asphalt-resin-paraffin deposits from various deposits. SOCAR Proceedings, 2016, no. 4, pp. 64-68 (In Russian).
5. Bakhtizin R.N., Karimov R.M., Mastobayev B.N. Influence of high-molecular components on rheological properties depending on the structural-group and fractional composition of oil. SOCAR Proceedings, 2016, no. 1, pp. 42-50 (In Russian).
6. Kokal S. In petroleum engineering handbook: general engineering. Richardson, Society of Petroleum Engineering Publ., 2006.
7. Mingazov R.D. Kompozitsionnyye sostavy dlya razrusheniya vodoneftyanykh emul'siy na osnove oligouretanov i ionogennykhpoverkhnostno-aktivnykh veshchestv. Diss. kand. tekhn. nauk [Compositions for the destruction of oil-water emulsions based on oligourethanes and ionic surfactants. Cand. tech. sci. diss.]. Kazan, 2012. 145 p.
8. Matiyev K.I., Aga-zde A.R., Alsafarov M.E., Akberova A.F. Название статьи? SOCAR Proceedings, 2018, no. 1, pp. 75-82 (In Russian).
9. Persiyantsev M.N., Zagorodnev S.M., Kleymenov V.F. Experience of using DIN the reagent-demulsifier at the Savelievskaya water treatment plant of Buzulukneft NGDU. Geologiya i ekspluatatsiya neftyanykhi gazoneftyanykh mestorozhdeniy Orenburgskoy oblasti,1999, no. 259-262 (In Russian).
10. Mukhamadiyev A.A., Notov S.V. Results of pilot tests of Alkiox-516 demulsifier at the facilities of Samotlorneftegaz JSC. Neftyanoye khozyaystvo, 2008, no. 5, pp. 74-75 (In Russian).
11. Nebogina N.A., Prozorova I.V., Yudina N.V. Influence of water content in oil on the formation and rheological properties of water-oil emulsions. Neftyanoye khozyaystvo, 2008, no. 12, p. 90-92 (In Russian).
12. Lutfullin M.F., Mukhamadiyev A.A., Agniyev S.V., Yunusov A.I. The results of using the DecleaveS-1251 demulsifier at the Maloichskoye field of Severnoeneftegaz OJSC. Neftyanoye khozyaystvo, 2005, no. 5, pp. 94-96 (In Russian).
13. Sakhabutdinov R.Z., Gubaydulin .F.R., Khamidullin. R.F. Metodiki ispytaniy deemul'gatorov dlya promyslovoy podgotovki nefti [Methods for testing demulsifiers for oil field treatment]. Kazan, KGTU Publ., 2009. 35 p.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Гурбанов Гусейн Рамазан оглы, д.х.н., проф., Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности. Гасымзаде Айсел Вaлиаддин кызы, докторант кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности.
Guseyn R. Gurbanov, Dr. Sci. (Chem.), Prof., Azerbaijan State Oil and Industry University.
Aysel V. Gasymzade, Graduate Student (Phd) of the Department of Transport and Storage of Oil and Gas, Azerbaijan State Oil and Industry University.
