6. Водонефтяные эмульсии

(условия образования, тип эмульсий, концентрация фазы и ее дисперсность, устойчивость эмульсий, природные стабилизаторы водонефтяных эмульсий, состав и строение межфазных поверхностей нефть-вода, структурно-механический барьер на границе раздела фаз. «старение» эмульсий, разрушение эмульсий.)

При подъеме обводненной нефти от забоя скважины до ее устья и дальнейшем движении по промысловым коммуникациям происходит непрерывное перемешивание нефти с водой, сопровождаемое образованием стойких эмульсий. В свою очередь перемешивание – является следствием турбулизации потока за счет энергии выделяющихся газовых пузырьков.

Образование и стойкость водонефтяных эмульсий в основном определяется скоростью движения водонефтяной смеси, относительной величиной содержания фаз, физико-химическими свойствами этих фаз, температурным режимом.

При добыче нефти глубинными насосами основными факторами, способствующими образованию эмульсий, являются частота и длина хода плунжера, размеры приемных и выкидных клапанов, наличие газа в насосе, и пр.

В фонтанных скважинах, дающих вместе с нефтью и воду, происходит сильное перемешивание жидкости вследствие снижения давления и интенсивного выделения газа из нефти (образовавшиеся эмульсии могут быть очень стойкими).

В компрессорных скважинах при применении эрлифта причиной образования эмульсий является всплытие воздушных пузырьков. Образовавшиеся эмульсии обладают высокой стойкостью вследствие окисления нефти с образованием природных ПАВ – нафтеновых кислот, являющихся эффективными эмульгаторами.

Термодинамически неустойчивые, эмульсии классифицируют по полярности дисперсной фазы и дисперсионной среды, а также по концентрации дисперсной фазы в системе:

Согласно первому признаку, различают эмульсии:

• неполярной жидкости (нефти) в полярной (воде) – эмульсии первого рода, или прямые (М/В) (рис. а)

• эмульсии полярной жидкости в неполярной среде эмульсии второ­го рода, или обратные (В/М) (рис. б).

• множественные эмульсии (как прямого так и обратного типа). Данная группа эмульсий обычно формируется в процессе деэмульсации нефти и очистки нефтепромысловых сточных вод на границе раздела фаз нефть-вода (промежуточные слои).

Рис. Нефтяные эмульсии: а) – первого рода, прямые, М/В;

б) второго рода, обратные, В/М. 1 – дисперсионная среда (сплошная, внешняя); 2 – дисперсаня фаза (разобщенная, внутренняя).

В эмульсиях М/В внешней фазой является вода, и поэтому они смешиваются с водой в любых отношениях и обладают высокой электропроводностью, в то время как эмульсии В/М смешиваются только с углеводородной жидкостью и не обладают заметной элек­тропроводностью. Установлено, что тип образующейся эмульсии в основном зависит от соотношения объемов нефти и воды: дисперси­онной средой обычно стремится стать та жидкость, объем которой больше.

Согласно второму признаку нефтяные эмульсии классифицируют по концентрации дисперсной фазы в дисперсионной среде, в связи с чем они подразделяются на три типа: разбавленные, концентрированные и высококонцентрированные

К разбавленным эмульсиям относят системы жидкость - жид­кость, содержащие до 0,2 % объемных дисперсной фазы; к концентрированным эмульсиям - с содержанием дисперсной фазы до 74 % объемных; к высококонцентрированным - с содержанием дисперсной фазы свыше, чем 74 % объемных.

Особенности разбавленных эмульсий: 1) незначительный диаметр капель дисперсной фазы (10^-5 см); 2) наличие на каплях элек­трических зарядов; 3) низкая вероятность их столкновения; 4) высо­кая стойкость.

Особенности концентрированных эмульсий: 1) капли имеют относительно большие размеры и могут седиментировать; 2) могут быть как устойчивыми, так и неустойчивыми.

Особенности высококонцентрированных эмульсий: 1) капли (одиночные) дисперсной фазы практически не способны к седимен­тации; 2) вследствие большой концентрации могут быть деформиро­ваны.

Размеры капель дисперсной фазы в эмульсиях могут быть са­мыми разнообразными и колебаться в пределах от 0,1 до 100 и более мкм.

Нефтяные эмульсии характеризуются следующими основны­ми физико-химическими свойствами: дисперсностью, вязкостью, плотностью и электрическими свойствами. Кратко остановимся на этих свойствах эмульсий.

Под дисперсностью эмульсий понимают степень раздроб­ленности дисперсной фазы в дисперсионной среде. Дисперсность является важной характеристикой эмульсий, определяющей их свойства. Дисперсность эмульсий характеризуется тремя величинами: диаметром капель d, обратной величиной диаметра капель D=1/d, называемой обычно дисперсностью, удельной межфазной поверхностью, т.е. отношением суммарной поверхности глобул дисперсной фазы к общему их объему. Удельная поверхность дисперсной системы S_уд равна общей поверхности раздела между фазами S, деленной на объем дисперсной фазы V. Удельную поверхность эмульсий, содержащих в дисперсной фазе сферические частицы диаметром d, определяют по формуле (1.10):

(1.10)

Чем больше удельная поверхность, чем более стойкой является эмульсия, тем будет больше расход деэмульгатора для разрушения бронирующих оболочек на глобулах воды.

Из формулы (1.10) видно, что удельная поверхность обратно пропорциональна размеру капель.

Нефтяные эмульсии относятся к полидисперсным системам, т.е. к системам, содержащим частицы самых разных размеров.

Критические размеры капель, которые могут существовать в потоке при данном термодинамическом режиме, определяются большим числом факторов и в первом приближении описываются уравнением (1.11):

(1.11)

где d_кр - критический диаметр капли;

σ - поверхностное натяжение;

k - коэффициент, учитывающий вязкость воды и нефти;

 - плотность дисперсионной среды;

L - масштаб пульсации;

и - скорость потока.

Решающими параметрами, определяющими степень дисперс­ности эмульсии при совместном движении воды и нефти, являются скорость потока, величина поверхностного натяжения на границе раздела фаз и масштаб пульсации.

Скорость потока при движении водонефтяной смеси от забоя скважины до конечных пунктов транспортирования изменяется в ши­роких пределах. Особенно большие изменения ее, а, следовательно, и дисперсности наблюдаются при прохождении смеси через штуци­рующие устройства, газовые сепараторы, центробежные насосы. В этих местах скорость потока и турбулентность возрастают, как пра­вило, на 1-2 порядка, что, при всех прочих равных условиях, приво­дит к уменьшению диаметров капель воды в десятки и сотни раз.

В интервале скважина - сепаратор каждая капля оказывается раздробленной в среднем на 2560 более мелких. Поэтому одним из основных узлов промысловой системы сбора, на котором резко увеличивается степень дисперсности эмульсии, является газовый сепаратор.

Механизм дробления крупных капель воды на более мелкие представляется различными исследователями по-разному. Наиболее распространена подтвержденная экспериментами точка зрения школы академика П.А. Ребиндера, согласно которой для разрушения крупной капли на несколько более мелких необходимо поставить ее в такие условия, которые обеспечивали бы предварительное вытягивание сферической капли в цилиндрик с критическими параметрами:

>,

где Н и г - соответственно высота и радиус цилиндра.

Затрачиваемая при этом работа расходуется на увеличение поверхностной энергии системы в связи с возрастанием поверхности цилиндра. Такой цилиндрик с критическими размерами самопроиз­вольно распадается на ряд капель сферической формы, в связи с чем суммарная их поверхность, а, следовательно, и свободная поверхност­ная энергия системы возрастают.

Из-за неравномерности пульсаций в турбулентном потоке возникают зоны, в которых возможно существование капель воды различных диаметров. Попадая в область более высоких градиентов скоростей, где существуют капли определенного критического диа­метра, крупные капли испытывают тенденцию к дроблению. Выходя в зоны более низких градиентов и меньших масштабов пульсаций, они будут объективно испытывать тенденцию к слиянию. Это обу­словливает существование в потоке нефти целого спектра диаметров капель воды и объясняет причину поступления в отстойную аппара­туру установок явно неоднородной эмульсии. В целом, после прохо­ждения эмульсией основных диспергирующих узлов (сепараторы, насосы и т.д.) и в процессе ее транспортирования по промысловым системам сбора, возникают объективные условия для существования в потоке более крупных, чем, например, в сепараторе, капель воды, размер которых определяется сотнями микрон и даже 1-2 мм. Это предопределяет неустойчивость системы и выражается в ее стремле­нии к разрушению эмульсии и укрупнению глобул за счет внутренних сил, направленных на уменьшение свободной поверхностной энергии. Однако этим тенденциям противостоят другие процессы, связанные с уменьшением абсолютного значения а в результате ад­сорбционных процессов и упрочнением бронирующих оболочек из асфальтово-смолистых веществ и других компонентов, возникающих на каплях пластовой воды.

Стойкость эмульсии определяется в основном размерами капель, прочностью бронирующих оболочек, возникающих на их поверхности в результате адсорбции на границе раздела фаз нефть-вода асфальто-смолистых веществ и тугоплавких парафинов и флотации капельками воды частиц механических примесей.

На устойчивость нефтяных эмульсий большое влияние оказы­оказывают: 1) дисперсность системы; 2) физико-химические свойства эмульгаторов, образующих на поверхности раздела фаз адсорбцион­ные защитные оболочки; 3) наличие на глобулах дисперсной фазы двойного электрического заряда; 4) температура смешивающихся жидкостей; 5) величина pH эмульгированной пластовой воды.

Кратко остановимся на этих факторах.

По дисперсности нефтяные эмульсии подразделяются на: мелкодисперсные с размером капель воды от 0,02 до 20 мкм; средней дисперсности, с водяными капельками размером от 20 до 50 мкм; гру­бодисперсные - с каплями воды размером от 50 до 300 мкм. В нефтя­ных эмульсиях практически содержатся водяные капли, соответст­вующие всем трем видам. Такие эмульсии называются полидисперс- ными.

Чем выше дисперсность эмульсии, тем она устойчивее при всех прочих равных условиях. Однако вследствие огромного увеличения поверхности раздела между двумя жидкостями система, полученная диспергированием, приобретает большой запас свободной по­верхностной энергии А и становится термодинамически неустойчи­вой:

А = aS,

где а - свободная энергия единицы поверхности; S ~ суммарная пло­щадь поверхности раздела.

Такая система будет стремиться самопроизвольно перейти в устойчивое состояние, уменьшая запас свободной поверхностной энергии А, что, в свою очередь, может осуществляться двояко: за счет уменьшения или площади S или поверхностного натяжения в результате введения в эмульсию ПАВ.

На устойчивость эмульсий большое влияние оказывают стабилизирующие вещества, называемые эмульгаторами, образующие на поверхности капель адсорбционные защитные оболочки (“брони”), которые препятствуют слиянию этих капель.

Устойчивость нефтяных эмульсий в большой степени зависит также от электрического заряда на поверхности частиц (глобул). Образующийся двойной электрический слой защищает частицы эмульсии от слипания подобно адсорбционным оболочкам. Происхождение двойного электрического заряда на границе раздела фаз можно объяснить следующим образом. В гомогенной (однородной) фазе при равновесных условиях электрический потенциал любого компонента имеет постоянную величину во всем объеме

Водная фаза нефтяной эмульсии - это хороший электролит, диссоциированный на положительные H⁺ и отрицательные ОН^– ионы.

На границе раздела фаз (нефти и воды) ионы эти адсорбируются. На адсорбции ионов существенным образом сказывается природа адсорбента, т.е. веществ, растворенных в воде и нефти, которые называются естественными ПАВ. Ионы, способные поляризоваться, адсорбируются только на поверхностях, состоящих из полярных молекул. Микроучастки поверхности капли полярной воды, несущие определенный заряд, адсорбируют (сгущают) противоположно заряженные ионы. При этом ионы элетролита, имеющие противоположный знак, не адсорбируются, но под действием сил электростатического притяжения остаются вблизи адсорбционных ионов, образуя с ними на поверхности адсорбента двойной электрический слой. Частицы, имеющие на своей поверхности одинаковые заряды, взаимно отталкиваются.

Устойчивость нефтяных эмульсий зависит от температуры: при повышении температуры устойчивость эмульсии понижается, так как механическая прочность адсорбционных оболочек, особенно содержащих парафин н церезин, снижается до нуля, в результате капли сливаются и эмульсия разрушается. При понижении же температуры таких эмульсий механическая прочность адсорбционных оболочек повышается, что влечет за собой и соответствующее повышение стойкости эмульсий.

Величина pH пластовой воды также оказывает существенное влияние на стойкость нефтяных эмульсий, гак как сказывается на упругих свойствах поверхностных слоев, причем степень воздействия его на различные нефти неодинакова. С увеличением величины pH снижаются реологические свойства поверхностных слоев на границе нефть-вода, что влечет расслоение эмульсин. Увеличение pH обычно достигается введением в эмульсию щелочи, способствующей снижению механической прочности бронированных оболочек и, как следствие, разложению эмульсии на нефть и воду.

Адсорбция диспергированных, особенно твердых, эмульгаторов на водонефтяной поверхности и утолщение межфазного бронированного слоя на этой поверхности всегда протекает во времени, поэтому эмульсия В/М со временем становится более устойчивой, т.е. происходит ее старение. В начальный период старение происходит весьма интенсивно, затем постепенно замедляется и часто уже через сутки прекращается. Следует отметить, что свежие эмульсии разрушаются значительно легче и быстрее.

Самым важным показателем для нефтяных эмульсий является их устойчивость (стабильность), т.е. способность в течение опреде­ленного времени не разрушаться и не разделяться на нефть и воду.

Устойчивость эмульсии определяется временем ее существо­вания и выражается очень простой формулой  = Н/ v, где Н- высота столба эмульсии, см; v - средняя линейная скорость расслоения эмульсии, см/с.

Различают агрегативную и кинетическую устойчивость. Первая характеризует способность глобул к укрупнению, а вторая расслоение эмульсии на нефть и воду.

Мерой общей устойчивости эмульсии может служить изме­нение ее плотности за определенный промежуток времени в опреде­ленном слое или количество выделившейся воды при отстое.

Вязкость нефтяных эмульсий - не аддитивное свойство, т.е.

(1.11)

где µ_н и µ_в - абсолютные вязкости нефти и воды

Она зависит от следующих основных факторов: 1) вязкости самой нефти; 2) темпера­туры, при которой формируется эмульсия; 3) количества содержа­щейся воды в нефти; 4) степени дисперсности, или диаметра капель дисперсной фазы в дисперсионной среде (для эмульсий типа В/Н).

У нефтяных эмульсий, как и у парафинистых нефтей, не под­чиняющихся закону Ньютона, вязкость µ_эм изменяется в зависимости от градиента скорости. В этом случае µ_эм^* называют кажущейся вяз­костью.

Основной причиной аномалии вязкости эмульсий является деформация диспергированных частиц, возникающая в процессе уве­личения напряжения сдвига. С возрастанием приложенной силы кап­ли эмульгированной жидкости удлиняются, превращаясь из шариков в эллипсоиды, что затрудняет течение и приводит к повышению ка­жущейся вязкости эмульсии [304-306,315,325,338].

Над изучением вязкости дисперсных систем и, в частности, эмульсий работали многие исследователи, которые предложили не­сколько уравнений для расчета вязкости систем с различным содер­жанием диспергированного вещества.

Во всех случаях при увеличении обводненности выше некоторого критического значения вязкость эмульсии снижается. Критическое значение коэффициента об­водненности W_v , при котором вязкость эмульсии начинает снижаться, для чистых веществ называется точкой инверсии (И).

В точке инверсии И происходит обращение фаз, в результате чего дисперсная фаза (вода) становится дисперсной средой (внешней, сплошной), а дисперсионная среда (нефть) - дисперсной фазой (ра­зобщенной), т.е. В/М -> М/В. Для эмульсий воды в нефти это понятие не вполне корректно.

Кажущаяся инверсия нефтяных эмульсий происходит обычно при введении в эмульсию в процессе ее транспортирования поверх­ностно-активных веществ (ПАВ), являющихся стабилизаторами эмульсий противоположного типа. На самом деле речь идет о разру­шении эмульсий и появлении свободной воды.

Обращение фаз» нефтяных эмульсий имеет исключительно большое практическое значение. Эмульсия типа М/В, имеющая внешней фазой воду, транспортируется при меньших энергетических затратах, чем эмульсия типа В/М. имеющая внешней фазой нефть. Вот почему при транспортировании эмульсий всегда нужно стре­миться к тому, чтобы внешней фазой являлась вода, а не нефть (при условии, конечно, что трубопроводы защищены от коррозии).

Критическое значение коэффициента обводненности W„ для нефтей разных месторождений может колебаться в пределах 0,5-0,9, но в большинстве случаев оно равно 0,71. Такое разнообразие значений W, объясняется различием физико-химических свойств

РАЗРУШЕНИЕ ЭМУЛЬСИЙ

В настоящее время существует несколько методов разрушения водонефтяных эмульций.:

1. путевая (внутритрубная) деэмульсация за счет подачи искусственных более эффективных ПАВ, чем естественные ПАВ нефти

2. гравитационное разделение (отстой)

3. центрифугирование

4. фильтрация через твердые поверхности (гидрофильные и гидрофобные)

5. термохимическое взаимодействие (тепло+хим. реагенты)

6. электродегидрирование

7. барбатирование через слой воды

и комбинации перечисленных выше методов.

Из всех перечисленных методов самым эффективным является применение искусственно синтезированных ПАВ, используемых в качестве деэмульгаторов.

Деэмульгатораы- вещества понижающие поверхностное натяжение, применяемые для разрушения эмульсий. Разрушения эмульсий как первого так и второго рода можно достичь введением в систему искуственного ПАВ, вытесняющего из адсорбционного слоя эмульгатор (естественный ПАВ), но не способного стабилизировать вновь эмульсию Для успешного разрушения стабилизированной эмульсии. Деэмульгатор по эффективности должен быть намного выше чем эмульгатор.

Чем эффективнее деэмульгатор, тем меньше его требуется для разрушения эмульсии.

Классификация деэмульгаторов, их основные свойства.

Деэмульгаторы делятся на две группы: ионогенные (образующие ионы в водных растворах) и неионогенные (не образующие ионов в водных растворах).

Деэмульгаторы, применяемые для разрушения нефтяных эмульсий должны удовлетворять основным требованиям:

1. быть эффективными. Эффективность характеризуется их расходом, качеством подготовленной нефти (содержанием в ней хлористых солей, воды, механических примесей), минимальной температурой нагрева эмульсии и продолжительностью отстоя нефти.

2. иметь большую поверхнустную активность, чтобы вытеснить с границы раздела нефть-вода полярные компоненты слоя, адсорбированного из нефти.

3. хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии, т.е. бытьнефте- или водорастворимым.

4. изменять смачиваемость поверхности твердых компонентов слоя – «бронирующих» эмульгаторов и обеспечивать переход их в одну из фаз.

5. максимально понижать на границе раздела фаз нефти и воды прочность структурно-механических слоев.

6. максимально снижать поверхностное натяжение на границе раздела фаз

7. быть стабильными (не коагулировать в пластовых водах)

8. не вызывать коррозию оборудования.

9. быть дешевым, транспортабельным

Формированию эмульсий посвящена обширная литература. В значительно меньшей мере изучены условия их разрушения. На стой­кость и эффективность разрушения эмульсии влияет большое число факторов. Одним из факторов, определяющих стойкость эмульсии, является состояние бронирующих оболочек, образующихся на по­верхности глобул воды в результате адсорбции различных типов ес­тественных деэмульгаторов, содержащихся в нефти и обладающих структурно-механическими свойствами. Бронирующие оболочки препятствуют слиянию капель при их контакте. Поэтому успешность процесса деэмульсации нефти во многом определяется степенью их разрушенности.

Разрушение бронирующих оболочек на глобулах пластовой воды достигается механическим дроблением капель под воздействи­ем истирающих и ударных эффектов, возникающих при контакте глобул с поверхностью трубопроводов, аппаратов и различных наса­док, нагревом эмульсии и применением деэмульгаторов, воздействи­ем электрического поля. Некоторые из факторов комплексно влияют на эмульсию, облегчая соударение и коалесценцию капель, а также последующее их осаждение на дно аппаратов. Разрушение эмульсии зависит и от таких факторов, как состав и свойства нефти и пластовой воды, вязкость, плотность, размер глобул, наличие механических примесей, окислительные, конденсационные и другие процессы, про­исходящие в нефти и пластовой воде в связи с изменением термоди­намических условий при движении продукции скважин. Влияние температуры на эффективность процессов деэмуль- сации нефти многосторонне. В частности, увеличение температуры потока позволяет:

• уменьшить вязкость нефти и ускорить процесс осаждения капель пластовой воды;

• увеличить разницу в плотностях воды и нефти с таким же эффектом;

• повысить эффективность действия деэмульгаторов вследст­вие увеличения подвижности их молекул, растворения и десорбции компонентов, входящих в состав бронирующих оболочек;

• ослабить бронирующие оболочки путем растворения (рас­плавления) отдельных компонентов, входящих в их состав, ослабить молекулярные связи между ними и снизить прочность оболочек в ре­зультате их растяжения при расширении капель воды;

• улучшить условия для взаимного столкновения и коалес- ценции капель в связи с возникновением тепловых потоков;

• снизить вязкость тонких прослоек нефти и улучшить усло­вия контакта при сближении капель.

Наиболее эффективно бронирующие оболочки на поверхно­сти глобул разрушаются при нагреве в эмульсиях, сформированных парафинистыми нефтями, так как в этом случае в состав бронирующих оболочек в значительных количествах могут входить кристаллические парафины. Рассмотрим влияние температуры на скорость осаждения капель, а следовательно, и расслоения эмульсии на нефть и воду. Скорость осаждения глобул воды в нефти определяется их размером (диаметром) и величиной водного фактора [336, 337]

Наиболее эффективно разрушение бронирующих оболочек , осуществляется под воздействием поверхностно-активных веществ, которые являются высокоэффективными деэмульгаторами.

Механизм действия деэмульгаторов сводится к дробящему, пептизирующему и вытесняющему действию веществ, входящих в состав бронирующих оболочек, с поверхности капель и их замене ад­сорбционным слоем, сформированным из молекул (ионов) ПАВ, не обладающих структурно-механическими свойствами. При этом кап ли могут коалесцировать при последующих столкновениях в турбу­лентном потоке.

К наиболее эффективным деэмульгаторам относятся масло­растворимые, так как в этом случае воздействию деэмульгатора под­вержены бронирующие оболочки всех взвешенных в объеме нефти капель воды. Применение эффективных деэмульгаторов позволяет быстро осуществить процесс разрушения бронирующих оболочек на каплях пластовой воды и создать предпосылки для их последующей коалесценции. Получило распространение мнение, что применение эффективных деэмульгаторов является решающей предпосылкой ус­пешного осуществления процесса подготовки пефги. ')тим значение деэмульгаторов явно переоценивается. Опасность такою заблужде­ния состоит в том, что отвлекает внимание исследователей от необ- ходимэсш создания эффективной техно югии подготовки нефти как процесса в целом. Применение эффективных деэмульгаторов - необ­ходимое, по недостаточное условие высококачественной подготовки нефти. Так, после разрушения бронирующих оболочек па каплях п т- еговой воды, необходимо осуществить еще операцию коешесцеыции капель, на проведение которой обычно требуется намного больше времени, чем для разрушения бронирующих оболочек. Кроме того, эта операция технологически более сложна. В практике известно много случаев, когда применение эффективных деэмульгаторов не гарантировало высокого качества подготовленной нефти и низкой себестоимости процесса.

Эффективность процесса определяется многими параметрами, в том числе температурой нагрева, гидродинамическим режимом об­работки, конструктивным совершенством применяемой аппаратуры и т.д.

Наличие в нефти механических примесей и включение их в состав бронирующих оболочек резко снижает эффективность процес­са коалесценции капель при их столкновении в потоке. В этих случа­ях коалесценцией даже при благоприятных других условиях может завершаться только одно из 10 000 столкновений капель. Поэтому подбираемый деэмульгатор должен обладать такими свойствами, ко­торые обеспечивают возможность перехода частицы внутрь глобулы воды или в состав нефти в результате адсорбции на ней молекул де­эмульгатора и проявления при этом эффекта индуцированной раство­римости.

Большое значение для повышения эффективности разрушения эмульсии имеет правильный выбор гидродинамического режима ее движения. Режим движения выбирается оптимальный для каждой стадии процесса разрушения эмульсии (разрушение бронирующихоболочек, коалесценция глобул, осаждение укрупнившихся капель, расслоение потока ). Результаты процесса подготовки в значительной мере обусловлены продолжительностью обработки эмульсии на каж­дой стадии. Например, незавершенность процесса массообмена (раз­рушение бронирующих оболочек) влечет за собой резкое увеличение времени, необходимого для осуществления процесса коалесценции капель и расслоения потока. При этом общая продолжительность об­работки эмульсии может увеличиться в несколько раз. Незавершен­ность процесса коалесценции капель предопределяет неэффективную работу отстойной аппаратуры. В этом случае обработка эмульсии в течение нескольких минут при турбулентном режиме, необходимая для завершения процесса коалесценции капель, может сократить тре­буемое время отстоя на 30-60 мин.

Важно также выполнение и такого общего требования, как снижение степени турбулентности потока в направлении движения от места ввода деэмульгатора до водоотделительной аппаратуры