Нефть как дисперсная система

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

 

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕМ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«НОВОСИБИРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

 

КАФЕДРА ИНЖЕНЕРНЫХ ПРОБЛЕМ ЭКОЛОГИИ

 

КУРСОВАЯ РАБОТА

По дисциплине: «ХИМИЯ»

Тема: « НЕФТЬ КАК ДИСПЕРСНАЯ СИСТЕМА»

 

 

 

 

 

Выполнил:        Проверил:

Студент: Сопова В.С.       доцент каф. ИПЭ

Факультет: ЛА        к.г-м.н. Ларичкина Н.И.

Группа: СЭ-21           ___. ________. 2014

___. ________. 2014      Подпись:

Подпись:

 

 

 

 

 

Новосибирск 2014

Содержание

Введение…………………………………………………………………...………….3-4

1. Нефть как дисперсная система…………………………..……...……………....5
1. Классификация НДС…………………………………………………..5-14
2. Устойчивость НДС……………………………………….………….14-15
2. Водонефтяные эмульсии и их свойства……………………….…..…….........16
1. Поверхностно-активные вещества...……………………......………17-18
2. Причины образования водонефтяных эмульсий……………….......18-19
3. Методы  разрушения  нефтяных  эмульсий…………...………….........20

Заключение……………………………………………………………………….…....21

Список использованных источников………………………………………….……..22

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

В 1971г. впервые были обозначены коллоидно-химические аспекты строения нефтяных систем (г. Уфа, Всесоюзная конференция по физико-химической механике) и лишь в 1995г. состоялся первый международный симпозиум (г. Рио-де-Жанейро) по вопросам коллоидной химии нефти.

С позиций коллоидной химии нефть – это сложная многокомпонентная смесь, которая в зависимости от внешних условий проявляет свойства молекулярного раствора или дисперсной системы.

Нефть состоит из низкомолекулярных и высокомолекулярных соединений (ВМС). Низкомолекулярные соединения (НМС) представляют собой, в основном, парафиновые, нафтено-парафиновые и ароматические углеводороды. Высокомолекулярная часть нефти состоит из высокомолекулярных парафиновых углеводородов, моно- и конденсированных нафтено-парафиновых, моно- и бициклических ароматических углеводородов ряда бензола и нафталина, смол и асфальтенов.

Важнейшим источником получения различных углеводородов в промышленности является нефть.

Нефть залегает в земле, заполняя пустоты между частицами различных горных пород, как представлено на рисунке 1.

Рисунок 1 - Геологический разрез нефтеносной местности

 

Для добывания её бурят скважины, как показано на рисунке 2. Если нефть богата газами, она под давлением их сама поднимается на поверхность, в соответствии с рисунком 3, если же давление газов для этого недостаточно, в нефтяном пласту создают искусственное давление путём нагнетания туда газа, воздуха или воды. В царской России нефть добывалась почти исключительно на Кавказе (Баку, Грозный). За годы советской власти разведано и введено в эксплуатацию много новых месторождений. Между Волгой и Уралом открыто «Второе Баку» — громадный нефтеносный район, значительно превосходящий по площади бакинское месторождение.   Богаты    нефтью   также   месторождения:    Эмбенское, Дагестанское, Западно-украинское,  Сахалинское, Ухтинское и др. За   годы советской власти  произошёл   грандиозный рост добычи    нефти   в   стране.

 

Рисунок 2 - Наклонное бурение скважин позволяет добывать нефть из-под водоёмов и капитальных сооружений.

 

Рисунок 3 - Нефть поднимается под давлением нагнетаемой в пласт

В состав нефти входят главным образом углеводороды. Основную массу её составляют жидкие углеводороды, в них растворены газообразные и твёрдые углеводороды.[1]

Нефть как дисперсная система

НДС как объекты исследования характеризуются наличием частиц дисперсной фазы, дисперсионной среды и межфазной границей раздела фаз, следовательно, коллоидно-химическими свойствами – устойчивостью и реологическими свойствами.

 

Классификация НДС

Основными причинами существования дисперсной фазы в нефтяных системах являются межмолекулярные взаимодействия (ММВ) и фазовые переходы.

ММВ обусловливают склонность к объединению углеводородных и не углеводородных компонентов. Если наличие ММВ является достаточным условием формирования дисперсной частицы НДС, то необходимое условие его существования как единого целого заключается в превышении энергии ММВ над энергией теплового движения молекул:

Е ммв > 1,5 kТ , где k - постоянная Больцмана.

При нормальных условиях энергия теплового движения составляет 3,5 кДж/моль и находится на уровне самых слабых взаимодействий в системе. Таким образом, в нефтяных системах есть реальные предпосылки для образования объединений из углеводородных и не углеводородных соединений.

Образование частиц дисперсной фазы происходит также при протекании фазовых переходов (плавление - кристаллизация, испарение-конденсация), составляющих физико-химическую суть многих нефтетехнологических процессов.

Согласно теории фазовых переходов образование новой фазы происходит через стадии зарождения частиц критических размеров в исходной среде и их последующего роста.

Рассмотрим основные признаки дисперсного состояния нефтяных систем: гетерогенность, дисперсность и степень межфазного взаимодействия на границе раздела фаз (лиофильность).

Классическим признаком любых дисперсных систем, в том числе нефтяного происхождения, служит обычно различие агрегатных состояний дисперсной фазы и дисперсионной среды, т.е. гетерогенность.

Нефтяные дисперсные системы, состоящие их двух фаз, по агрегатному состоянию дисперсной фазы и дисперсионной среды можно разделить на 8 типов (табл. 1).

Однако заметим, что в большинстве случаев реальные нефтяные системы в процессах добычи, транспортировки, переработки и применения являются полигетерогенными, т.е. состоят из трех и более фаз. Например, нефть в процессе атмосферной перегонки представляет собой НДС с дисперсной фазой двух типов − газовой, возникающей за счет кипения низкокипящих компонентов, и твердой − из-за присутствия природных асфальтенов.

После подъема на поверхность нефть представляет собой "газированный" золь или суспензию, которая по достижении точки росы лишается диспергированной газовой фазы. Нефти, залегающие на больших глубинах (для вязких нефтей − порядка нескольких километров), находятся в стеклообразном состоянии геля. Этот факт может иметь важное значение при разработке в будущем сверхглубоких месторождений. В процессе транспортировки нефтяные и газоконденсатные системы представляют собой НДС, содержащие одновременно в диспергированном состоянии твердую и газовую фазы.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 1.

Классификация НДС по агрегатному состоянию

дисперсной фазы и дисперсионной среды

N п/п	Агрегатное состояние		Тип НДС	Примеры
	Дисперсной фазы	Дисперсионной среды
1	газ	газ
2	Ж жидкость	газ	Туман	Масляные туманы, попутные газы
3	твердое	газ	Аэрозоль	Твёрдые продукты неполного сгорания топлив в выхлопных газах, технический углерод
4	газ	жидкость	Газовые эмульсии, пены	Жидкие НДС в процессе нагревания или барботажа, масла в динамических условиях, битумные пены
5	жидкость	жидкость	Эмульсии	Вода − нефть, растворы масляных фракций в селективных растворителях
6	твердое	жидкость	Золи, гели, суспензии	Среднедистиллятные топлива, Вакуумные газойли, масляные фракции, масла, нефтяные остатки (мазуты, гудроны, полугудроны), битумы, пеки
7	газ	твердое	Отвержденные пены	Нефтяной кокс
8	жидкость	твердое	Твердые эмульсии	Твердые углеводороды, петролатум, гач
9	твердое	твердое	Твердые             дисперсные   структуры	Нефтяной кокс, углеродные волокна

 

В первой строке табл.1 приведен пример гомогенной системы, однако и в этой системе могут возникать гетерогенные образования из-за флуктуаций плотности газов. Например, флуктуации плотности появляются в газовых системах на начальных стадиях образования газовых гидратов.

Строки 2 и 3 характеризуют аэрозоли и туманы − НДС с газовой дисперсионной средой. Образование аэрозолей происходит в результате неполного сгорания компонентов топлив, которые обнаруживаются в выбросах выхлопных газов, а также неполного сгорания и пиролиза углеводородов при производстве сажи. Технический углерод (сажа) является ярким примером аэрозолей. Капельный унос жидкости в виде тумана может происходит при сепарации пенистых нефтей или при сбое технологического режима ректификационных колонн. Взвеси капель органических жидкостей в парах легколетучих компонентов обычно трудно подаются улавливанию в технологических процессах и представляют собой экологическую опасность. Распыление масел является одним из способов создания так называемых масляных туманов − высокоэффективных смазочных материалов. Для попутных нефтяных газов всегда характерно образование туманов, дисперсной фазой которых является сама нефть.

Формирование газовых эмульсий, а иногда и пен (строка 4 табл.1), происходит в технологических аппаратах при переработке нефти и газа или в трубопроводах, а также в пластовых условиях. Водно-нефтяные эмульсии, растворы масляных фракций в селективных растворителях (строка 6 табл.1) − классические примеры жидкостных эмульсий.

Наиболее многочисленный класс среди НДС с жидкой дисперсионной средой − это класс золей, гелей, суспензий (строка 6 табл.1). К нему относятся практически все виды топлив, масел, природные нефти и битумы, остатки различного фракционного состава прямогонного и деструктивного происхождения.

Общей закономерностью является возрастание концентрации САВ в нефтяных фракциях по мере увеличения температурных пределов их выкипания. Не удивительно, что дисперсное строение тяжелых фракций (битумов) было установлено более 100 лет назад Нелленштайном, в то время как коллоидное строение более легких дистиллятных топливных фракций установлено относительно недавно, благодаря применению метода электронной микроскопии высокого разрешения и криотехники.

Дисперсная фаза остаточных НДС деструктивного происхождения наряду с асфальтенами может быть представлена карбенами и карбоидами. Дисперсная фаза из карбенов и карбоидов, практически не растворимых в органических растворителях, образовалась за счет протекания химических термодеструктивных реакций. Такие дисперсии называют необратимыми в отличие от обратимых НДС (табл. 2.), дисперсность которых (дисперсная фаза -  асфальтены) сильно зависит от состава дисперсионной среды (соотношения в последней углеводородов, являющихся осадителями и растворителями асфальтенов).

Нефтяные золи - это малоконцентрированные (концентрация дисперсной фазы не более нескольких %) НДС коллоидного интервала дисперсности.  Примерами НДС, в которых частицы обособлены и находятся в свободнодисперсном состоянии, могут служить легкие нативные нефти,  среднедистиллятные топлива, масла.

Связнодисперсные нефтяные системы типа золей с высокой концентрацией дисперсной фазы принято называть гелями. К ним относят, в частности, при нормальных условиях высоковязкие нефти, природные битумы и некоторые виды окисленных битумов. В состояние геля можно перевести при охлаждении обычные нефти. К этой же группе относятся гели для гидроразрыва пласта, при этом их дисперсная фаза может быть представлена природными олигомерами -  полисахаридами.

Нефтяные суспензии − это средне- и грубодисперсные НДС. Примерами суспензий в свободнодисперсном состоянии являются нефти, содержащие кроме диспергированных асфальтенов парафиновые частицы; НДС, образующиеся в процессе деасфальтизации гудронов, выделения асфальтенов из нефтяных остатков по Маркуссону и т.д.

Самыми типичными представителями твердых НДС (строки 7-9 табл.1) являются многочисленные разновидности нефтяного углерода. Нефтяной углерод содержит дисперсную фазу в газообразном и твердом состояниях, соответственно его одновременно можно считать отвержденной пеной с фиксированной внутренней пористостью и твердой дисперсной структурой с различной степенью анизотропности (различие физических свойств частиц в двух взаимно перпендикулярных направлениях) дисперсных частиц в изотропной дисперсионной среде.

Получаемые из нефтяных фракций твердые углеводороды (парафины, церезины), а также подвергаемые обезмасливанию петролатумы и гачи представляют собой твердые эмульсии (строка 8 табл.1). 

Основные типы и состав частиц дисперсной фазы в различных НДС представлены в табл. 2.

Перейдем к другому признаку классификации НДС – по степени дисперсности D (величина, обратная размеру частиц r).

Общепринятым является положение о том, что верхним пределом коллоидной степени дисперсности является такой размер частиц, при котором сохраняется понятие о фазе и система остается гетерогенной. Наименьшая дисперсная частица из низкомолекулярных соединений должна включать не менее 20-30 молекул с размером 1-6 нм. По общепринятой классификации высокодисперсные частицы с размерами от 1-6 нм до 1000−5000 нм, способные участвовать в броуновском движении, относятся к коллоидным.

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 2.

Основные типы и состав частиц дисперсной фазы в различных НДС

Состав частиц дисперсной фазы		Тип НДС	Примеры
Внутренней части	Сольватного слоя
Карбены,   карбоиды	Полициклические арены	Необратимые НДС	Мальты, нефтяные пеки, смолы пиролиза
Асфальтены	Полициклические арены, смолы	Гели и золи	Масляные фракции,           нефтяные остатки
Высок молекулярные парафины	САВ	Гели и золи	Нефти и нефтяные фракции при охлаждении
Пузырек газовой               фазы из низкокипящих компонентов	Высококипящие компоненты	Газовые эмульсии	Нефти и нефтяные фракции в процессе кипения

 

Верхний предел размера грубодисперсных частиц определяется их склонностью к седиментации в разбавленных НДС и составляет 50−100 мкм. По дисперсности разбавленные (объемная концентрация дисперсной фазы ϕ составляет до 1 %) свободно-дисперсные нефтяные системы подразделяют на три основные группы: ультрамикрогетерогенные (размер наночастиц от 1 до 100 нм); микрогетерогенные (размер частиц от 100 до 10000 нм) и грубодисперсные  (размер частиц >10000 нм).

Большинство НДС − это склонные к седиментации средне- и грубодисперсные системы, к которым, например, относятся остаточные фракции при н.у. и в процессе деасфальтизации низкомолекулярными алканами, некоторые нативные нефти и т.д. Ниже представлен полученный при микроскопическом исследовании (200-кратное увеличение) гранулометрический состав видимой части парафиновой грубодисперсной суспензии нефти Ромашкинского месторождения (высокодиспергированная фракция парафиновых и асфальтеновых частиц не показана):

Средний размер частиц, мкм    1-3 3-7  7-20   20-50     50-360

Число кристаллов и скоплений, %    69   20    5      2,5   3,5

 Разбавленные суспензии  асфальтенов в алканах от н-пентана до н-гексадекана полидисперсны и кинетически неустойчивы; размеры асфальтеновых частиц в них, определенные седиментационным методом анализа, составляют преимущественно от 1 до 40 мкм (о распределении высокодисперсной части асфальтенов не сообщается).

Дисперсность приводит к резкому увеличению поверхности раздела фаз между дисперсной фазой и дисперсионной средой. Для оценки межфазной границы раздела фаз используют удельную величину Sуд.[м2/кг]

 

где S – поверхность раздела фаз и M- масса дисперсной фазы.

Для частиц одного и того же размера r

 

где  n - число частиц в 1 кг дисперсной фазы, S1 – поверхность одной частицы.

Число сферических части в 1 кг дисперсной фазы

 

Учитывая, что поверхность сферических частиц равна, получаем

 

Свойства грубо- и высокодисперсных систем существенно различаются, хотя их объединяет наличие признаков гетерогенности и дисперсности. Изменение свойств системы при переходе от грубодисперсных к высокодисперсным  происходит постепенно, соответственно рисунку 4.

 

Рисунок 4 - Зависимость свойств дисперсных систем в зависимости от

дисперсности (D):

1. молекулярно-кинетические свойства;
2. удельная поверхность;
3. скорость оседания;
4. физико-химические.

I, II, III - грубо-, средне- и высокодисперсные системы

С увеличением степени дисперсности усиливаются молекулярно-кинетические факторы, интенсифицируются диффузионные процессы, возрастает седиментационная устойчивость, ускоряются физико-химические процессы на границе раздела фаз и др. Таким образом, степень дисперсности является одним из важнейших количественных показателей НДС, определяющих их физико- химические и технологические свойства.

Однако литературные данные об истинной дисперсности НДС весьма противоречивы в связи с отсутствием неразрушающих их структуру методов исследования. В большинстве методов используются растворители, что существенно искажает истинные размеры частиц дисперсной фазы НДС.

В соответствии с представлениями Ребиндера о лиофобных и лиофильных дисперсных системах НДС с жидкой дисперсионной средой можно также подразделить на две группы по степени межфазного взаимодействия или величине межфазной энергии (поверхностное или межфазное натяжение), которая может быть больше или меньше некоторого граничного значения,  определяемого средней кинетической энергией теплового броуновского движения

 

где r - средний размер частиц, участвующих в движении (δ∼10-8 м );  γ - безразмерный множитель ( γ=30 ).

Таким образом, критерий лиофильности НДС при нормальных условиях определяется неравенством σ < ≈ 0,01 мДж/м2. Данное неравенство термодинамически обосновано: самопроизвольное образование НДС возможно в том случае, когда удельная свободная межфазная энергия мала, поскольку работа,  затрачиваемая на образование новой поверхности, компенсируется выигрышем энергии за счет включения образовавшихся частиц коллоидных размеров в броуновское движение.[2]

 

Устойчивость НДС

Лиофильные дисперсные системы являются термодинамически устойчивыми в противоположность термодинамически неустойчивым лиофобным дисперсным системам. Среди дисперсных систем нефтяного происхождения к лиофильны следует прежде всего отнести масляные фракции в процессе селективной очистки, а также остаточные фракции в процессе деасфальтизации − в области критической температуры растворения. Большинство остальных лиофобных НДС, являясь термодинамически неустойчивыми, не могут самопроизвольно образоваться путем диспергирования и характеризуются различной устойчивостью в процессе разделения на макроскопические фазы.

Для принципиально термодинамически неустойчивых лиофобных НДС различают два вида устойчивости: агрегативную и кинетическую (седиментационную). Можно считать, что нефть в пластовых условиях, при которых она пребывает неограниченное время, обладает высокой агрегативной и седиментационной устойчивостью.

Под агрегативной устойчивостью понимают способность системы сохранять межфазную поверхность и соответственно поверхностную энергию границ раздела частиц дисперсной фазы с дисперсионной средой. Агрегативная устойчивость определяется способностью НДС противодействовать процессам, ведущим к уменьшению межфазной поверхности, а именно, процессам изотермического укрупнения малых частиц, коалесценции и коагуляции.

Агрегативная устойчивость НДС является термодинамической характеристикой системы, и она не может дать ответа на вопрос, как долго система может пребывать в неравновесном состоянии. Поэтому практическую значимость приобретает другая характеристика дисперсного состояния нефтяной системы – ее кинетическая или седиментационная устойчивость.

Потеря агрегативной устойчивости ведет к кинетической (седиментационной) неустойчивости системы. Происходит расслоение, разрушение системы в результате выделения коагулятов, представляющих собой в зависимости от плотностей дисперсной фазы и дисперсионной среды осадки или всплывающие образования. Таким образом, кинетическая устойчивость отражает способность системы сохранять в течение определенного времени одинаковое в каждой точке распределение частиц дисперсной фазы в дисперсионной среде. Высокодисперсные нефтяные системы являются седиментационно-устойчивыми, грубодисперсные − относятся к седиментационно-неустойчивым.

Критерием кинетической устойчивости НДС, является фактор устойчивости Фу, представляющий собой отношение концентраций дисперсной фазы, которое устанавливается за фиксированное время в двух слоях, расположенных на определенном расстоянии друг от друга в направлении сил осаждения. Чаще всего для нефтяных остатков определение концентрации дисперсной фазы проводят по содержанию асфальтенов в верхнем и нижнем слоях раствора исследуемого нефтепродукта.

Одним из нежелательных процессов при разработке нефтяных месторождений является деасфальтизация нефтей в пласте, которая может приводить к закупорке пор и уменьшению проницаемости нефтяного пласта.

Кинетическая неустойчивость нефтяных систем может затруднять их транспортировку, хранение и применение.

Водонефтяные эмульсии и их свойства

Классическим примером НДС являются водно-нефтяные эмульсии, они наиболее изучены и часто встречаются в практике нефтяного дела. Скважинная продукция представляет собой смесь газа, нефти и воды. Водно-нефтяные эмульсии прямые (масло/вода) и обратные (вода/ масло) образуются при добыче, промысловой подготовке, а также при приготовлении нефтепродуктов типа водно-топливных эмульсий, смазочно-охлаждающих жидкостей.

Эмульсией называется дисперсная система, состоящая из 2-х (или нескольких) жидких фаз, т.е. одна жидкость содержится в другой во взвешенном состоянии в виде огромного количества микроскопических капель (глобул).

Вода и масло могут образовывать эмульсии двух типов.

Первый тип: дисперсионная среда - вода, а масло - дисперсная фаза, раздробленная в воде в виде отдельных капелек. Такие эмульсии называются эмульсиями типа масло в воде (сокращенно М/В), или прямыми эмульсиями.

Второй тип: вода - дисперсная фаза, содержащаяся в виде отдельных капелек в масле, являющемся дисперсионной средой. Такие эмульсии называются эмульсиями типа вода в масле (В/М), или обратными эмульсиями.[3]

Рисунок 5 – Типы эмульсий

По концентрации дисперсной фазы эмульсии бывают разбавленные (до неск.%), концентрированные (до 70 %) и высококонцентрированные (свыше 70%).

Различают лиофильные и лиофобные эмульсии. Способ получения лиофобных эмульсий заключается в энергетически затратном принудительном эмульгировании одной фазы в другой. Работа диспергирования при образовании сферической капли определяется величиной 4πr2σ.

Уменьшение работы диспергирования обеспечивается применением поверхностно-активных веществ (ПАВ) за счет снижения межфазного натяжения σ на границе раздела фаз.

 

Поверхностно-активные вещества

Способность вещества при адсорбции на границе раздела фаз снижать поверхностное натяжение в зависимости от его концентрации в объеме называется поверхностной или межфазной активностью.

Признаком поверхностной активности молекул является их дифильность, т.е. наличие у них полярной (гидрофильной) и неполярной (гидрофобной) частей, которая удачно охарактеризована Гартли (одним из первых исследователей растворов поверхностно-активных веществ) как «раздвоение личности». Обычно полярную часть дифильной молекулы ПАВ изображают кружком, а неполярную часть – прямой или ломаной линией. Характерная особенность ПАВ состоит в адсорбции на границе раздела фаз, представлено на рисунке 5, при этом полярная часть погружается в полярную фазу (например, воду), а неполярная часть − в неполярную фазу (масло или воздух).

 

воздух

вода

Рисунок 5 - Адсорбция молекул ПАВ на границе раздела фаз

 

С увеличением длины неполярной гидрофобной цепи растет поверхностная активность ПАВ (правило Траубе).

По химической природе водорастворимые ПАВ делятся на катионактивные, анионактивные и неионогенные. При эмульгировании одной фазы в другой действует правило Банкрофта: дисперсионной средой становится та, в которой лучше растворимо поверхностно-активное вещество, следовательно,  водорастворимые ПАВ – это стабилизаторы прямых эмульсий, а маслорастворимые ПАВ – это стабилизаторы обратных эмульсий. Различают ПАВ синтетического и природного происхождения. Синтетически ПАВ входят в состав различных химических реагентов. К природным ПАВ относят нефтяные кислоты, фенолы, смолы, асфальтены. Природные ПАВ являются стабилизаторами воднонефтяных эмульсий.[2]

 

Причины образования водонефтяных эмульсий

Большинство исследователей считает, что в пластовых условиях диспергирование (дробление) газонефтеводяных систем практически исключается. Глубинные пробы жидкости, отобранные у забоя скважины, как правило, состоят из безводной нефти и воды, в то время как на поверхности отбирают высокодисперсную эмульсию.

На глубине 2000 м и при давлении 20 МПа одна объемная часть нефти в состоянии растворить до 1000 объемных частей газа.

При подъеме нефти и понижении давления газ выделяется с такой энергией, что ее вполне достаточно для диспергирования пластовой воды.

Стойкость эмульсий зависит от способа добычи нефти.

Фонтанные скважины: наибольшее перемешивание нефти и воды происходит в подъемных трубах и при прохождении нефтегазовой смеси через штуцеры. Для снижения эмульгирования нефти:

• Штуцер устанавливают на забое скважины. Перепад давления в этом случае в штуцере значительно меньше, чем при установке его на поверхности. Как следствие – уменьшается перемешивание. Однако сложности спуска, замены и регулирования забойных штуцеров ограничивают возможность их широкого применения.
• При установке штуцера на поверхности степень перемешивания может быть уменьшена, если в сепараторах, расположенных после штуцера, поддерживать повышенные давления, т.е. снизить перепад давления в штуцере.

Интенсивность перемешивания нефти с водой также влияет на образование и стойкость эмульсии.  Замечено, что при механизированных способах добычи наиболее устойчивые водонефтяные эмульсии образуются при использовании электроцентробежных насосов (перемешивание продукции в рабочих колесах). При использовании штанговых и винтовых насосов образуются менее стойкие эмульсии.