Обработка нефти и нефтяной эмульсии

ВВЕДЕНИЕ

Казахстан – нефтегазодобывающее государство, обладающее огромными запасами нефти, добыча которой неуклонно растет с каждым годом. Самое эффективное и экономичное средство доставки больших объемов нефти к потребителю – трубопроводный транспорт.

В настоящее время извлекаемая из месторождений нефть представляет собой эмульсию с водой. Связи с этим, перед транспортировкой сырой нефти необходимо провести комплекс мероприятий по ее обезвоживанию и обессоливанию из-за того, что, во-первых, образовавшиеся эмульсии с течением времени становятся стойкими, во-вторых, вязкость эмульсии выше, чем чистой нефти и транспортировка по трубопроводу балласта несут дополнительные экономические затраты, в-третьих, содержащие в воде растворенные соли вызывают коррозию оборудования.

На сегодняшний день самым эффективным способом обезвоживания  и обессоливания нефти является применение деэмульгаторов, обеспечивающих необратимое разрушение защитных слоев  на поверхности капель эмульгированной  воды.

Для нефти Казахстана характерно повышенное содержание парафинов, смол и асфальтенов. Это является хорошей предпосылкой для создания производства глубокой переработки. Вместе с тем особенности реологических свойств нефти вызывают трудности при их добыче и транспортировке.

Высоковязкие высокозастывающие нефти представляют собой раствор твердых парафинов, асфальтенов и смол в жидких углеводородах. Содержание парафинов может достигать 30% и более. При снижении температуры происходит переход от свободнодисперсной системы к связнодисперсной, когда образующая структура занимает весь объем нефти. Температура перехода определяется как критическая или температура застывания.

Один из способов улучшения  реологических характеристик нефти  – термообработка. На месторождениях парафинистых нефтей часто применяют подогрев в печах, установленных на устье добывающей скважины, сборных промысловых коллекторах и по пути следования нефти. «Горячая перекачка» одной из первых в мире осуществлена на нефтепроводе Узень – Атырау – Самара. По этой технологии нефть перед подачей в магистраль подогревают до 50-90°С. Происходит заметное улучшение реологических характеристик нефти, однако длительность действия термообработки незначительна. Поэтому через каждые 100 км расположены тепловые и насосные станции. Вследствие этого способ обладает рядом серьезных недостатков – высокая энергоемкость, расход для подогрева ценного химического топлива, частые «замораживания» трубопроводов, надежность и некоторые другие.

Другой метод –  разбавление углеводородными растворителями, в качестве которых часто используют маловязкие и низкозастывающие нефти. Предлагаемый метод обладает множеством преимуществ, в числе которых дешевизна и простота, но имеет серьезный недостаток – большие количества применяемых растворителей, ресурсы которых ограничены.

Для улучшения текучести  нефти и снижения температуры  ее застывания применяется депарафинизация, то есть выделение или осаждение  парафинов с помощью химических реагентов, так как именно парафины являются основным осложняющим компонентом  для перекачки и перевозки высоковязких высокозастывающих нефтей. Данный метод дорогостоящ, к тому же удаление парафиновых углеводородов не всегда благоприятно с позиции других свойств топлив.

Применение химических реагентов, понижающих температуру  застывания, - один из распространенных, достаточно экономичных и практичных вариантов решения проблемы. При этом появляется возможность уменьшения количества промежуточных подогревательных пунктов с перспективой перевода нефтепровода в режим работы без попутного подогрева. Повышение перекачки высокопарафинистых нефтей без дополнительных затрат на насосное оборудование и теплоизоляцию, а также обеспечение надежности пуска нефтепровода после длительных остановок относится к несомненным преимуществам применения присадок.

Целью данной работы является решение проблем транспорта нефти, путем обработки нефти и нефтяной эмульсии депрессатором и деэмульгатором, а также их смесями.

1 Литературный  обзор

1.1 Общая характеристика  и классификация депрессорных  присадок

Депрессорные присадки, как правило, представляют собой  растворы активного вещества в органическом растворителе. Роль последнего заключается  в обеспечение быстрой растворимости  и равномерного распределения депрессора в нефти, а также в придании присадке товарной формы. Известные в настоящее время разнообразные депрессорные присадки к нефтям по химической природе их активного вещества можно классифицировать следующим образом:

а) Полимерные вещества;

1) Сополимеры этилена  с полярными мономерами;

2) Полиолефины и их модификации;

3) Полимеры алкил(мет)акрилатов;

4) Полимеры производных  малеиновой и фумаровой кислот;

б) Органические (неполимерные) соединения;

1) Алкилароматические  соединения;

2) Смолисто-асфальтеновые  вещества;

3) Сложные эфиры;

4) Азотсодержащие соединения.

Согласно приведенной  классификации, депрессорные свойства проявляет весьма широкий набор  соединений различной химической природы. Однако при всем их разнообразии можно  выделить три общих признака. Во-первых, все они, даже присадки неполимерного типа, обладают довольно значительной молекулярной массой, которая в несколько раз превосходит молекулярную массу наиболее тяжелых н-алканов нефтей, обусловливающих их низкотемпературные свойства. Во-вторых, макромолекула депрессорных присадок, как правило, представляет собой сочетание полиметиленовой цепи с полярными группами: сополимеры этилена содержат полиэтиленовые фрагменты, разделенными полярными группами; присадках в сочетании с эфирными группами большую долю занимают алкильные группы с числом атомов С более 10; и в присадках неполимерного типа наряду с различными функциональными группами обычно присутствуют высшие алкилы. В-третьих, все вещества, даже неполимерного типа, полидисперсны как по молекулярной массе, так и по составу. Иными словами, присадка не является индивидуальным веществом, а всегда представляет собой смесь молекул различного состава и молекулярной массы.

По назначению депрессорные присадки подразделяются на присадки к:

- дистиллятным топливам (дизельным и печным);

- смазочным маслам (моторным и трансмиссионным);

- остаточным топливам (мазутам);

- нефтям.

В ряде случаев одни и  те же присадки эффекивны в нескольких объектах назначения. Однако каждая область  применения, ввиду специфических  особенностей, обуславливают свой круг депрессорных присадок, максимально удовлетворяющих предъявляемым требованиям[1].

Следует отметить, что универсальных химических присадок не существует. Вследствие различия структурно-механических свойств нефти, обусловленными разными физико-химическими свойствами, для каждого типа нефти необходимо «своя» химическая присадка, длина цепи которой коррелирует с длиной цепи парафиновых углеводородов нефти. Другими словами, специфичность присадок обусловлена взаимодействием углеводородных цепей присадок с парафиновыми цепями.

Сравнение реологических характеристик  нефтей [2], обработанных и необработанных присадками, проводили на приборе «Реотест-2» при скорости сдвига 48,6 с . Исследовано влияние различных депрессорных присадок на реологические свойства высокопарафинистых нефтей Харьягинского и Кыртаельского месторождений ПО «Коминефть». В качестве реагентов-депрессаторов апробированы сополимеры различного состава, синтезированные методом радикальной полимеризации в растворе высших эфиров малеиновой кислоты и стирола (1), высших эфиров акриловой кислоты и малеиновой кислоты (2), высших эфиров малеиновой кислоты и винилацетата (3), алкилакрилатов и метакрилатов (4), тройных сополимеров высших эфиров акриловой кислоты, малеиновой кислоты и винилацетата. Найдено, что по депрессорной активности для Харьягинской нефти присадки распологаются в ряд: 1>2>5>3>4, для нефти Кыртаельского месторождения: 4>3>5>1. Это показывает необходимость выбора присадки конкретно для каждой нефти.

Среди факторов, определяющих эффективность депрессорных присадок, большое значение придается температуре ввода и концентрации присадки. Поскольку промышленно применяемые присадки при комнатной температуре представляют собой воскообразные вещества, для выполнения технологических операций они должны быть разогреты до 55-60˚С. Нефть при этом также подогревают до этих температур, а процесс ввода сопровождается непрерывным перемешиванием.

При выборе депрессорной присадки необходимо [3] руководствоваться наличием следующих характерных признаков:

- парафинообразные линейные алкильные цепи С₁₄-С₂₅, кристаллизующиеся совместно с парафинами нефти;

- полярные группы (акрилаты или  ацетаты), блокирующие совместную  кристаллизацию;

- макромолекулярные цепи, создающие  пространственные затруднения при совместной кристаллизации, что приводит к образованию мелких кристаллов;

- большая молекулярная масса  по сравнению с высокомолекулярными  соединениями нефти;

- температура застывания, выше  температуры объемной кристаллизации  парафина.

В соответствии содержанием длинноцепных парафинов определен ряд восприимчивости к депрессантам нефтей различных месторождений: Думга, Кумколь>Узень>Акшабулак, Жетыбай>Каракудук. Делано заключение, что условием положительного действия депрессантов является наличие в их составе алкильных групп, соответствующий по длине цепи более тугоплавким парафинам нефти [4].

1. Химическая природа депрессаторов к нефтям

По химической природе  депрессоры к нефтям, как правило, являются полимерными веществами. По-видимому, это объясняется тем, что содержащиеся в нефтях н-алканы настолько длины, что для эффективного воздействия на них необходимы соединения с достаточно высокой молекулярной массой, которую реально могут обеспечить только полимерные вещества. Это подтверждается тем, что полимеры и сополимеры, которые зарекомендовали себя как хорошие депрессоры к дизельным топливам, неэффективны (или малоэффективны) в нефтях, и лишь при увеличении их молекулярной массы, а в некоторых случаях и длины алкильных групп, содержащихся в макромолекулах, они становятся эффективными депрессорными присадками к нефтям [5].

Сополимеры этилена с винилацетатом  является основой многих депрессорных присадок к нефтям. Известны такие  зарубежные депрессаторы, как парадин-70 фирмы «Exxon», эватан фирмы ICI, ряд присадок под торговыми наименованием сепафлюкс фирмы BASF и др. присадки представляют собой растворы сополимеров, различающихся по своим молекулярным характеристикам, в углеводородном растворителе, например в дизельном топливе или газойле каталитического крекинга.

Для улучшения низкотемпературных свойств нефтей предложены композиции сополимера с низкомолекулярным полиэтиленом, содержащим такие функциональные группы как гидроксильная, кетонная, сложноэфирная, а также композиция сополимера с антиоксидантом и амином. Для предотврашения парафиноотложения из нефтей и улучшения их текучести применяли смесь сополимера, содержащего 40% винилацетата, с лауриловым спиртом и пчелиным воском, сополимеры этилена с 28% винилацетата, модифицированного прививкой алкилакрилата С₂₀-С₂₂.

В качестве депрессорной присадки к нефтям предложены тройные  сополимеры на основе этилена и винилацетата. Эффективным оказался тройной сополимер  этилена (60-80%), винилацетата (15-40%) и винилхлорида или аллилхлорида (0,5-5%), имеющий молекулярную массу (15-30)*10³.

Для предотвращения  парафиноотложения  в нефтепромысловом оборудовании предложены тройные сополимеры этилена, винилацетата и N-винилпирролидона или малеинового ангидрида. В сополимере содержание звеньев малеинового ангидрида составляло 0,1-0,5%, а винилацетата 39%. Сополимер эффективен в улучшении реологических свойств высокозастывающих (до плюс 35°С) нефтей.

Прошли промышленные испытания, зарубежные присадки на основе пропилен-этиленовых сополимеров группы «Paramins» фирмы «Эссо рисерч». Наиболее эффективной из опробированных присадок группы «Paramins» «Paradyn»70, ЕСА5217, ЕСА5234, ЕСА4242 оказалась последняя.[6] В 1970 г. на нефтепроводе Узень-Куйбышев испытывался метод перекачки мангышлакской нефти с добавлением депрессатора ЕСА4242. Результаты применения оказались следующими. Присадка практически не изменяет температуру застывания мангышлакской нефти, но существенно влияет на процесс кристаллизации парафина, способствуя организации малопрочных структур и замедляя процесс восстановления структуры после разрушения, что выражается в: снижении динамической вязкости и напряжения сдвига, уменьшении эффективной вязкости. Опробование [7] присадок ЕСА-4242 (группа «Paramins») на нефтепроводе Атырау – Самара при их введении в мангистаускую нефть в количестве 0,15 мас.% и температуре 20-30˚С показало 3-4-кратное снижение эффективной вязкости и гидравлического сопротивления трубопровода. Пусковое давление трубопровода также значительно снижается (в 10-40 раз). Однако высокая стоимость и недостаточная эффективность при температурах перекачки при температурах ниже 20˚С обусловили поиск более действенных присадок. В НИОХ СО АН СССР совместно с ВНИИСПТнефть был создан первый отечественный депрессатор ДН-1 (сополимер на основе акриловой и метакриловой кислот и высших насышенных спиртов), испытанный на мангистауской нефти. Выявлена длительность действия присадки, не зависящая от времени перекачки и хранения. Реологические свойства при этом значительно улучшаются, а сам процесс перекачки проходит при более низких температурах. Позднее была синтезирована депрессорная присадка ВЭС-503 (20%-ный раствор тройного сополимера этилена с винилацетатом и малеиновым ангидридом в дизельном топливе), по эффективности действия не уступающая, как и ДН-1, так лучшим мировым аналогам.

Необходимо отметить, что сохранение текучего состояние чрезвычайно важно и в случаях пуска трубопроводов после остановки, так как даже непродолжительная остановка представляет опасность из-за быстроты образования пространственных парафиновых структур.

На ОАО «Шымкентнефтеоргсинтез» проведен цикл исследований по влиянию депрессорных присадок компании «Бейкер Петролайт» (марки CF и Sepaflux) на температуру застывания кумкольской нефти. Наиболее эффективное воздействие на низкотемпературные свойства нефти оказывает присадка CF-2026. Степень депрессии составляет $9 и 13°С при концентрациях 500 и 1000 ppm соответственно[8].

Для достижения максимального транспортирующего  эффекта кумкольской нефтью установлено[9], что понижение температуры застывания до минус 9 °С может быть получено, что введение присадки Sepaflux ES-3137 в концентрации 2000 г/т. Продукты на базе полиалкилакрилата на текучесть и температуру застывания кумкольской нефти не влияют (депрессатор «Тума»).

Были проведены опытно-промышленные испытания [10] депрессорных присадок ДМН-2005 (Россия), GY-3 (КНР), R-140 и AP-174 (Франция) при транспортировке смеси нефтей Кумкольского и Акшабулакского месторождений на участке Кумколь – Каракоин нефтепровода Кумколь – Каракоин – Шымкент. В качестве объектов исследования служили образцы нефтесмеси Кумкольского и Акшабулакского месторождений в соотношение около 89:11 вес.%. Образцы были взяты из разных мест вдоль участка Кумколь – Каракоин с длиной 200км. Местами отбора проб нефтесмеси были НПС Кумколь (1, 9, 56,1, 111,2, 152,9 км), НПС Каракоин. Данные по температуре потери текучести показывают воздействие депрессорных присадок. Следует отметить что значения ТПТ проб с добавкой ДП ДМН-2005, отобранных в разных местах, существенна меняется, причем с ростом расстояния от начала ввода депрессивная активность ДП ДМН-2005 снижается. Значение ТПТ растет с 0°С в начале до 12°С в конце участка и становится выше, чем у необработанной нефти. Значения ТПТ проб с добавкой ДП GY-3 и AP-174 более однородны, хотя также не постоянны. Депрессивная активность ДП GY-3 и AP-174 не снижается по сравнению с ДП ДМН-2005, а наоборот, улучшается для ДП GY-3 и остается постоянной для ДП AP-174.

Специалисты Инженерно-технического центра [11] в настоящее время ведут разработку депрессорных присадок для нефтей. Уже разработаны различные варианты рецептур депрессорной поли(мет)акрилатной присадки марки «ПМА Д-210» для улучшения низкотемпературных свойств высокозастывающих нефтей. Опытно-промышленный образец присадки ПМА «Д¬210» испытан специалистами Инженерно-технического центра ОАО «ДОС» на образцах сырой нефти в сравнении с аналогами на нефтях Кальченского (Т_заст.= плюс 3°C) и Хасырейского (Т_заст.= плюс 18°C ) месторождений. Достигнуто снижение температуры застывания для нефти Кальченского месторождения на 41°C (при температуре ввода присадки 50°C), для нефти Хасырейского месторождения на 15°C (при температуре ввода присадки 50°C) и на 39°C (при температуре ввода 70°C). Что соответствует уровню импортных аналогов. Количество вводимой присадки в нефть 200–1000 ррm (200–1000 г/т).

1.1.2 Влияние  молекулярных характеристик присадок  на их эффективность

При определении оптимальных  характеристик депрессора важно  выбрать минимальную его концентрацию, обеспечивающую максимальный депрессорный эффект. Это условие необходимо для выявления узкой оптимальной области качественных характеристик, так как при «избыточной» концентрации присадки максимальный депрессорный эффект может быть достигнут за счет большого количества присадки.

При исследовании влияния  молекулярных характеристик сополимеров этилена с винилацетатом на их эффективность ,в качестве присадки к нефтям [1] выбор оптимальных состава и молекулярной массы сополимеров осуществляли по двум критериям их активности в различных нефтях: депрессии температуры застывания и снижению парафиноотложения. Для большинства из исследованных нефтей оптимальными по своей эффективности являются сополимеры, обладающие молекулярной массой (20-22)*10³ при содержании звеньев винилацетата 25-27%, а для некоторых нефтей – сополимеры с той же молекулярной массой, но содержащие 35-37% винилацетата. Следовательно, при определении оптимальных характеристик сополимерной присадки к нефтям необходимо учитывать природу последних. Это, конечно, не означает, что для каждой нефти должен быть свой депрессор, но для определенных групп нефтей, объединенных по какому-то основному признаку, например по содержанию н-алканов, целесообразнее применять именно тот депрессор, который обеспечивает максимальное улучшение эксплуатационных свойств нефтей при минимальной концентрации присадки.

При использовании сополимеров  этилена с винилацетатом в  качестве депрессорной присадки к газоконденсату их эффективность как по снижению температуры застывания, так и по предотвращению парафиноотложений не зависит от их состава. В то же время при введении сополимеров в нефть газоконденсатного месторождения наблюдается обычный экстремальный характер зависимости эксплуатационных свойств от состава и молекулярной массы сополимеров. Отмеченные различия в рассмотренных закономерностях обусловлены неодинаковым углеводородным составом газоконденсата и нефти.

Изучение влияния состава  сополимеров алкилакрилатов с алкилметакрилатами на их эффективность как депрессорных присадок к высокопарафинистым нефтям показало, что сополимеры с большей долей звеньев алкилакрилатов (например, с отношением акрилат:метакрилат от 2:1 до 1,3:1) наиболее эффективны в снижении реологических параметров нефтей. Сополимеры с избыточным содержанием звеньев алкилметакрилатов и даже при равном соотношении эфирных звеньев (1:1) практически не проявляют депрессорные свойства.

1.1.3 Влияние состава нефтей на эффективность присадок

Сополимеры этилена  с винилацетатом даже при оптимальных  молекулярных характеристиках проявляет  различную эффективность в нефтях различных месторождений [1]. В таблице 1.1.1 приведены данные о составе нефтей. Сопоставляя сведения о нефтях с их восприимчивостью к сополимерной присадке, можно сделать следующие заключения. Эффективность сополимеров в ингибировании парафиноотложений убывает с увеличением содержания н-алканов в нефти (от 4 до 21%). При этом важным является содержание наиболее высокомолекулярных н-алканов, с увеличением которого эффективность ингибирования парафиноотложений уменьшается. На последний показатель влияет и содержание смолисто-асфальтеновых веществ: при их содержании >15% снижается эффективность действия сополимеров.

Таблица 1.1.1

Характеристика нефтей, выбранных для испытания сополимерных депрессоров

Депрессия температуры  застывания нефтей при введении в  них сополимеров также зависит  от совместного влияния содержания н-алканов и асфальтенов. Увеличение содержания последних до какого-то предела способствует повышению депрессии температуры застывания, достигая, например, в случае усинской нефти (содержание асфальтенов 1,26%) 25-27°С. Однако дальнейшее увеличение содержания асфальтенов подавляет депрессорную активность сополимеров. Например, при введении сополимера в нефть Возейского С₂ месторождения, содержащую 5,4% асфальтенов, депрессия составляет всего 10-12°С. Но главным фактором, влияющим на депрессию температуры застывания, является все-таки содержание и характер присутствующих в них н-алканов.

Депрессорное действие сополимеров алкилакрилатов и алкилметакрилатов  также зависит от соотношения  содержания в нефти н-алканов  и асфальтенов. Для нефтей с высоким  значением этого соотношения депрессоры малоэффективны, удаление асфальтенов ослабляет их действие.

Исследовано влияние  депрессорной присадки, представляющей собой 20%-й раствор тройного сополимера этилена с 28-33% винилацетата и 0,5% малеинового  ангидрида, на реологические свойства высокопарафинистых нефтей усинской и котур-тепинской нефтей. С увеличением концентрации присадки уменьшается зона вязкопластичного течения нефтей, которое наступает при значительных меньших скоростях сдвига, чем у исходных нефтей. Эффективность депрессора возрастает с уменьшением содержания в нефтях н-алканов. Степень улучшения текучести нефтей зависит от концентрации присадки. Максимальное улучшение реологических характеристик достигается при концентрации присадки 0,2%. Введение такого количества депрессора в усинскую нефть снижает напряжение сдвига в диапозоне температур 0-10°С в 13 раз, а динамическую вязкость в 2,8 раза. При аналогичных условиях те же параметры котур-тепинской нефти уменьшается соответственно в 8,3 и 2,3 раза. Депрессия температуры застывания нефтей составляет 25-29°С: снижается для усинской от плюс 5 до минус 20°С, а для котур-тепинской от плюс 17 до минус 12°С.

1.1.4 Механизм  действия депрессаторов

Механизм действия депрессорных присадок до конца еще не выяснен. Большинство авторов в настоящее время придерживаются теории, предполагающей образование при малых концентрациях н-алканов ассоциированных комплексов молекул присадки, при больших – адсорбцию депрессатора на кристаллах н-алканов. Возможно, образуется смешанные кристаллы алканов и присадки (объемное действие). Поверхностное действие некоторые авторы объясняют образованием присадкой центров кристаллизации, на поверхности которых группируются кристаллы алканов, формирую скопления в виде друз [2]. За счет сходства молекулярной структуры, молекула депрессора вовлекается в совместную сокристаллизацию с растущим кристаллом парафина, встраиваясь в его поверхность за счет алкильного радикала. Полярные группы, не вошедшие в кристалл, а также остальная полимерная цепь образуют слой, создающий пространственное затруднения и препятствующий слипанию соседних кристаллов [8].

1.1.4.1 Влияние  депрессоров на структуру кристаллов  н-алканов

В кристалле молекулы н-алканов имеют структуру зигзагообразных  цепочек углеродного скелета, расположенных параллельно. В зависимости от числа атомов углерода в молекуле и температуры кристаллизации индивидуальные н-алканы, относящиеся к полиморфным соединениям, кристаллизуются в основном в четырех формах: гексагональной, орторомбической, моноклинной и триклинной. В кристаллах гексагональной структуры молекулы н-алканов расположены так, что длинные оси их перпендикулярны плоскости, в которой расположены концевые группы молекул. При подобной упаковке молекулы имеют свободу вращения вокруг своих длинных осей. Орторомбическая структура характеризуется таким же расположением молекул, однако отсутствие гексагональной симметрии обуславливает только колебательные движения молекул около своего среднего положения. Аналогичный характер движения имеет место и в случаях моно- и триклинной структур кристаллов.

При охлаждении углеводородных растворов н-алканов образующиеся кристаллы имеют в основном пластинчатую и игольчатую форму. Пластинчатые монокристаллы  достигают длины по диагонали 2-3 мм и возникают при медленной  кристаллизации. Игольчатые кристаллы обычно образуются при более быстрой кристаллизации при низкой температуре. Кроме этих двух основных морфологических типов существует также менее определенные формы: 1)длинные кристаллы (100-500 мкм) толщиной 5-10 мкм; 2)плохо сформированные кристаллы, состоящие из монокристаллов размером около 1 мкм; 3)дендриты, представляющие собой нерегулярные структуры из пластин с большими размерами; 4)блоки длиной от 0,1 до 0,5 мкм. Образование менее определенных форм возможно при наличии в системе микропримесей, когда используется не идеально чистые растворитель или н-алкан. А это обычно и имеет место при кристаллизации н-алканов в нефтях [1].

При введении присадки размеры  кристаллов н-алканов уменьшаются  и форма кристаллов изменяется. Снижение температуры застывания нефтепродуктов связывают именно с этими факторами, так как тонкие кристаллы большой площади (пластинчатые) легче образует пространственный каркас, чем мелкие компактные кристаллы.

Введение сополимера этилена с винилацетатом, обладающего депрессорной активностью, приводит к уменьшению размеров кристаллов н-алканов приблизительно в 10 раз. Под действием депрессора размеры пластин уменьшается от 5-9 до 2-4 мкм, число слоев пирамиды снижается от 15 до 5.

Было исследовано [1] изменение морфологии кристаллов н-алканов при воздействии депрессорных присадок. Была разработана на основе полученных данных этапы роста и морфологических форм кристаллов н-алканов под влиянием различных доз депрессора. В отсутствие депрессора кристалл н-алкана представляет собой тонкую пластину в виде ромба. С введением депрессора компактность кристаллов н-алканов возрастает, так как тормозится рост кристаллов в длину и ширину и увеличивается в толщину. В результате поверхностного взаимодействия с кристаллами н-алканов молекулы депрессора аккумулируются на гранях кристаллов. Последующий рост кристаллов протекает по углам, в которых сосредоточено наименьшее количество молекул депрессора, мешающих росту. По мере увеличения концентрации депрессорной присадки достигается дендритный рост и дальнейшее утолщение кристаллов н-алканов, образование кристаллов нерегулярной формы, тетрагональных пирамид и ромбических призм.