RU2106629C1 - Method of determining aggregative stability of water-oil emulsion - Google Patents
Method of determining aggregative stability of water-oil emulsionInfo
- Publication number
- RU2106629C1 RU2106629C1 RU96113916A RU96113916A RU2106629C1 RU 2106629 C1 RU2106629 C1 RU 2106629C1 RU 96113916 A RU96113916 A RU 96113916A RU 96113916 A RU96113916 A RU 96113916A RU 2106629 C1 RU2106629 C1 RU 2106629C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- emulsion
- stability
- determining
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к подготовке нефти, конкретно к обезвоживанию и обессоливанию нефти на промыслах и нефтеперерабатывающих заводах, и может быть использовано для оценки эффективности процесса обезвоживания нефти. The invention relates to the preparation of oil, specifically to dehydration and desalination of oil in oil fields and refineries, and can be used to assess the effectiveness of the oil dehydration process.
Известен способ определения содержания воды в нефти и нефтепродуктах с определением по результатам анализа агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии [1]. A known method for determining the water content in oil and petroleum products with the determination of the results of the analysis of the aggregative stability of oil-water emulsions [1].
Недостатком данного метода является трудоемкость и длительность процесса отделения. The disadvantage of this method is the complexity and duration of the separation process.
Известен диэлектрический метод определения содержания воды в нефти и нефтепродуктах с последующим отделением агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии [2]. The known dielectric method for determining the water content in oil and petroleum products, followed by separation of the aggregate stability of the oil-water emulsion [2].
Однако этот метод определения трудоемок и определение агрегативной устойчивости связано с большими погрешностями и длительностью. However, this method of determination is time-consuming and the determination of aggregative stability is associated with large errors and duration.
Известен спектральный метод определения содержания воды в нефти и нефтепродуктах с последующим определением агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии [3]. A known spectral method for determining the water content in oil and petroleum products with subsequent determination of the aggregate stability of the oil-water emulsion [3].
Однако этот метод трудоемок, требует сложного аппаратурного оформления, квалифицированного обслуживания и связан с длительностью оценки агрегативной устойчивости. However, this method is time-consuming, requires complex hardware design, qualified service and is associated with the duration of the assessment of aggregate stability.
Известен способ оценки агрегативной устойчивости по изменению электропроводности водонефтяной эмульсии [4]. There is a method of assessing aggregative stability by changing the electrical conductivity of the oil-water emulsion [4].
Однако этот способ не применим в промышленных условиях, а пригоден только для научных и лабораторных исследований. However, this method is not applicable in an industrial environment, and is suitable only for scientific and laboratory research.
Известен метод (прототип), разработанный ВНИИСПТнефть, который заключается в определении объема воды, выделившейся из эмульсии после добавки деэмульгатора [5]. The known method (prototype) developed by VNIISPTneft, which consists in determining the volume of water released from the emulsion after the addition of demulsifier [5].
По этой методике агрегативная устойчивость анализируется следующим образом: после отбора пробы последняя отстаивается 30 мин. Отстоявшуюся нефть в количестве 10 см3 центрифугируют 30 мин. Выделившееся количество воды B1 выражают в процентах к объему пробы (10 см3). Далее в пробу добавляют 3 капли деэмульгатора (в среднем равной 0,09-0,15 см3), проба подогревается и центрифугируется в течение 15 мин. Вновь замеряется количество воды B2 в %, и значение агрегативной устойчивости выражается в виде
где AY - агрегативная устойчивость, %;
B1 - количество отделившейся воды после первого центрифугирования, см3;
B2 - количество отделившейся воды после второго центрифугирования, см3.Using this technique, aggregative stability is analyzed as follows: after sampling, the latter settles for 30 minutes. The settled oil in an amount of 10 cm 3 is centrifuged for 30 minutes. The released amount of water B 1 is expressed as a percentage of the sample volume (10 cm 3 ). Next, 3 drops of demulsifier are added to the sample (on average 0.09-0.15 cm 3 ), the sample is heated and centrifuged for 15 minutes. Again, the amount of water B 2 is measured in%, and the value of aggregative stability is expressed as
where AY is aggregative stability,%;
B 1 - the amount of separated water after the first centrifugation, cm 3 ;
B 2 - the amount of separated water after the second centrifugation, cm 3 .
Результаты анализа из лаборатории передаются на промысел. The results of the analysis from the laboratory are transmitted to the fishery.
Основным недостатком этого способа анализа является его длительность и невозможность оценивать действия эмульгатора непосредственно в процессе деэмульгирования. The main disadvantage of this method of analysis is its duration and the inability to evaluate the actions of the emulsifier directly in the process of demulsification.
Цель изобретения - экспресс-определение агрегативной устойчивости и эффективности обезвоживания водонефтяной эмульсии. The purpose of the invention is the rapid determination of aggregate stability and the effectiveness of dehydration of oil-water emulsions.
Сущность изобретения заключается в том, что до и после ввода деэмульгатора производят измерение кинематической вязкости при одной и той же температуре с последующим определением агрегативной устойчивости по формуле
где AY - агрегативная устойчивость, %;
ν1 - кинематическая вязкость эмульсии до добавления деэмульгатора, мм2/с;
ν2 - кинематическая вязкость эмульсии после добавления деэмульгатора, мм2/с;
C - постоянная.The essence of the invention lies in the fact that before and after the introduction of the demulsifier, the kinematic viscosity is measured at the same temperature, followed by the determination of aggregate stability by the formula
where AY is aggregative stability,%;
ν 1 - kinematic viscosity of the emulsion before adding the demulsifier, mm 2 / s;
ν 2 - kinematic viscosity of the emulsion after adding the demulsifier, mm 2 / s;
C is a constant.
От качества подготовки нефти в районах ее добычи зависят эффективность и надежность работы всей системы магистрального трубопроводного транспорта и переработки нефти. Перекачка вместе с нефтью даже 1-2% балласта (в виде эмульгированных глобул воды или частиц механических примесей) способствует более интенсивному коррозионному износу насосного оборудования, снижает пропускную способность трубопроводов и повышает опасность их прорывов. Повышение содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефтях, поступающих на нефтепереработку, ухудшает качество получаемых из них ее продуктов и создает дополнительные проблемы на НПЗ, связанные с неисправностями технологического оборудования. Нефть с повышенным содержанием воды и других примесей имеет и более низкую цену на мировом рынке. The efficiency and reliability of the entire main pipeline transport and oil refining system depend on the quality of oil preparation in the areas of its production. Pumping together with oil even 1-2% of ballast (in the form of emulsified water globules or particles of mechanical impurities) contributes to more intensive corrosion wear of pumping equipment, reduces the throughput of pipelines and increases the risk of breakthroughs. An increase in the content of water, chloride salts and mechanical impurities in the oil supplied to oil refining worsens the quality of its products obtained from them and creates additional problems at refineries associated with malfunctions of technological equipment. Oil with a high content of water and other impurities has a lower price in the world market.
При диспергировании двух несмешивающихся жидкостей образуются водонефтяные эмульсии. Все эмульсии - системы термодинамически неустойчивые, и они стремятся к расслоению. Стойкость водонефтяных эмульсий оценивают агрегативной устойчивостью. When two immiscible liquids are dispersed, oil-water emulsions are formed. All emulsions are thermodynamically unstable systems, and they tend to separate. The stability of oil-water emulsions is estimated by aggregative stability.
Агрегативная устойчивость водонефтяных эмульсий - это способность глобул дисперсной фазы при их столкновении друг с другом или границей раздела фаз сохранять свой первоначальный размер. Механизм образования агрегативно устойчивых нефтяных эмульсий, вопросы стабилизации и разрушения водонефтяных эмульсионных систем окончательно не изучены, однако все теории едины в одном, что для придания агрегативной устойчивости эмульсионной системе, приготовленной из двух чистых, несмешивающихся жидкостей, необходимо присутствие третьего стабилизирующего компонента. Aggregate stability of oil-water emulsions is the ability of globules of the dispersed phase to maintain their original size when they collide with each other or by the interface. The mechanism of the formation of aggregatively stable oil emulsions, the issues of stabilization and destruction of water-oil emulsion systems have not been completely studied, however, all theories are united in one, that in order to impart aggregative stability to an emulsion system prepared from two clean, immiscible liquids, the presence of a third stabilizing component is necessary.
Сущность процесса предварительной подготовки эмульсии к расслоению заключается в максимальном снижении ее устойчивости до заданного уровня. Для интенсификации процесса разрушения водонефтяной дисперсной системы в эмульсию вводят деэмульгатор. Добавление реагента - деэмульгатора в водонефтяную эмульсию дает возможность нарушить прочные гелеобразные слои природных стабилизаторов нефтяных эмульсий (асфальтенов, смол, нерастворимых органических кислот, мехпримесей и др.), входящих в состав защитных оболочек глобул воды, и способствует переводу частичек природных стабилизаторов с границ раздела фаз в объем водной фазы. The essence of the process of preliminary preparation of the emulsion for separation is the maximum reduction in its stability to a given level. To intensify the process of destruction of the water-oil disperse system, a demulsifier is introduced into the emulsion. Adding a demulsifier reagent to a water-oil emulsion makes it possible to disrupt the strong gel-like layers of natural stabilizers of oil emulsions (asphaltenes, resins, insoluble organic acids, solids, etc.) that are part of the protective shells of water globules, and helps to transfer particles of natural stabilizers from phase boundaries into the volume of the aqueous phase.
Расход демульгаторов должен быть достаточен для обеспечения максимальной эффективности процесса обезвоживания нефти. Эффективность действия деэмульгаторов по снижению агрегативной устойчивости водонефтяных эмульсий оценивается различными способами. The consumption of demulsifiers should be sufficient to ensure maximum efficiency of the oil dehydration process. The effectiveness of demulsifiers to reduce the aggregative stability of oil-water emulsions is evaluated in various ways.
Для осуществления способа анализа агрегативной устойчивости эмульсии было проведено более 100 лабораторных экспериментов, в результате чего была найдена экспоненциальная зависимость кинематичекой вязкости от количества отстоявшегося отстоя во времени. Чем больше величина вязкости, тем меньше количество отстоя и, наоборот, при увеличении количества отстоя воды вязкость эмульсии уменьшается. Непременным условием эксперимента является определение при одной и той же температуре. На основе экспериментальных расчетов на ЭВМ было получено соотношение
По полученным экспериментальным данным был проведен корреляционный анализ на ЭВМ. В результате чего и была подтверждена сильная взаимосвязь между вязкостью и величиной отстоя: коэффициент корреляции Kk, ν, Δ = -0,85 , а также было получено уравнение регрессии - зависимости между двумя параметрами и отстоем эмульсии.To implement the method for analyzing the aggregate stability of an emulsion, more than 100 laboratory experiments were carried out, as a result of which an exponential dependence of the kinematic viscosity on the amount of sediment settled over time was found. The higher the viscosity, the lower the amount of sludge and, conversely, with an increase in the amount of sludge, the viscosity of the emulsion decreases. An indispensable condition for the experiment is the determination at the same temperature. Based on experimental computer calculations, the ratio
According to the obtained experimental data, a correlation analysis was carried out on a computer. As a result, a strong relationship between viscosity and sludge size was confirmed: the correlation coefficient K k , ν, Δ = -0.85, and the regression equation was also obtained - the relationship between two parameters and the emulsion sludge.
В качестве исходных данных для примера использовались значения вязкости и отстоя эмульсии при фиксированных значениях деэмульгатора (20 г/м3) и времени отстоя (60 мин). Для известной группы нефти время отстоя выбирается таким образом, чтобы исключить влияние динамики на величину отстоя.As the initial data for the example, we used the values of viscosity and sludge of the emulsion at fixed values of demulsifier (20 g / m 3 ) and settling time (60 min). For a known group of oil, the time of sludge is chosen so as to exclude the influence of dynamics on the amount of sludge.
По результатам полученных расчетных и экспериментальных данных была построена система анализа агрегативной устойчивости эмульсии, показанная на структурной схеме (фиг. 1). Based on the results of the calculated and experimental data, a system for analyzing the aggregative stability of the emulsion was constructed, shown in the structural diagram (Fig. 1).
Структурная схема состоит из емкости отстойника (1) с датчиком-уровнемером (2), двух вискозиметров (3), емкости для деэмульгатора с микродозатором (4), смесителем (5) с датчиком-уровнемером (2), четырех исполнительных механизмов (6) и устройства управления и обработки информации (7) и трубопроводов (8). The structural diagram consists of a tank of a sump (1) with a sensor-level meter (2), two viscometers (3), a container for a demulsifier with a microdoser (4), a mixer (5) with a sensor-level meter (2), four actuators (6) and control devices and information processing (7) and pipelines (8).
Анализирующая система агрегативной устойчивости в зависимости от величины вязкости эмульсии работает следующим образом. The analyzing system of aggregative stability, depending on the viscosity of the emulsion, works as follows.
Водонефтяная эмульсия через исполнительный механизм (6) поступает для наполнения в отстойную емкость (1), где уровень наполнения ограничивается датчиком-уровнемером (2). По достижению оптимального уровня налива поступление водонефтяной эмульсии прекращается. После этого жидкость поступает через исполнительный механизм (6) и вискозиметр (3) в смесительную емкость (5), куда одновременно из емкости с микродозатором (2) поступает деэмульгатор. В смесителе происходит смешение водонефтяной эмульсии с деэмульгатором, а затем отстаивание в течение времени, позволяющего исключить влияние динамики на величину отстоя (в примере 60 мин). В то же время через исполнительный механизм (6) в отстойную емкость (1) поступает новый поток водонефтяной эмульсии и одновременно после из смесительной емкости (5) через исполнительный механизм (6) и вискозиметр (3) уходит обезвоженная нефть в трубопроводную сеть (8). The oil-water emulsion through the actuator (6) enters for filling in a settling tank (1), where the filling level is limited by a level sensor (2). Upon reaching the optimum level of filling, the flow of oil-water emulsion ceases. After this, the liquid enters through the actuator (6) and the viscometer (3) into the mixing tank (5), where a demulsifier enters from the tank with a microdoser (2) simultaneously. In the mixer, the oil-water emulsion is mixed with a demulsifier, and then it settles over a period of time, which makes it possible to exclude the influence of dynamics on the amount of sludge (in the example of 60 min). At the same time, a new stream of oil-water emulsion enters the settling tank (1) through the actuator (6) and, simultaneously, the dehydrated oil leaves the mixing tank (5) through the actuator (6) and the viscometer (3) to the pipeline network (8) .
Таким образом, происходит оценка агрегативной устойчивости (AУ) водонефтяной эмульсии из потока по измерению вязкости нефти до и после добавления ДЭ при одной и той же температуре измерения. Thus, the aggregative stability (AU) of the oil-water emulsion from the flow is evaluated by measuring the viscosity of oil before and after adding DE at the same measurement temperature.
Статистические данные и расчетные показатели представлены в табл. 1 и 2,
где Bпот - потенциальное содержание воды после добавления 100 г ДЭ на одну тонну сырой нефти, %;
Bi - количество воды, отделившейся после первого центрифугирования, или текущее выделение воды после соответствующего (меньше 100 г/т) добавления ДЭ, %;
где Эс - нормированная статическая эффективность;
где Эд - нормированная дифференциальная эффективность;
где 
where B sweat - the potential water content after adding 100 g DE per ton of crude oil,%;
B i - the amount of water separated after the first centrifugation, or the current release of water after the corresponding (less than 100 g / t) addition of DE,%;
where E with - normalized static efficiency;
where e d - normalized differential efficiency;
Where
На основе данных расчета по формулам (4) и (8) построены зависимости 
Анализ полученных зависимостей свидетельствует, что между AУ, а также нормированной Эд и относительным изменением кинематической вязкости существует тесная корреляция, что дает основание в качестве косвенного показателя качества нефти и эффективности Эд рекомендовать использовать на промыслах относительное изменение кинематической вязкости.Analysis of the dependency indicates that between Au and d and e normalized relative change in kinematic viscosity of a close correlation, which gives the base as an indirect indicator of oil quality and efficiency E d recommend use on fields relative change in kinematic viscosity.
Результаты исследования, приведенные выше, показывают, что относительное изменение вязкости сырой нефти при добавлении ДЭ характеризует степень подготовленности нефти и эффективности ДЭ. Уровень вискозиметрии, простота измерения и высокая чувствительность и точность позволяют рекомендовать измерение вязкости как параметр, сравнительно легко поддающийся автоматизации. The results of the study above show that the relative change in the viscosity of crude oil with the addition of DE characterizes the degree of preparedness of the oil and the effectiveness of DE. The level of viscometry, ease of measurement and high sensitivity and accuracy make it possible to recommend viscosity measurement as a parameter that is relatively easy to automate.
Таким образом, способ определения агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии позволяет экспрессно определить агрегативную устойчивость и эффективно обезвоживать водонефтяную эмульсию. Такое техническое решение в литературе не описано, что позволяет признать заявляемый способ соответствующим критерию "существенные отличия". Thus, the method for determining the aggregative stability of a water-oil emulsion allows us to expressly determine the aggregative stability and effectively dehydrate a water-oil emulsion. Such a technical solution is not described in the literature, which makes it possible to recognize the claimed method as meeting the criterion of "significant differences".
Практическая возможность реализации способа при подготовке нефти отвечает критерию "существенные отличия". The practical possibility of implementing the method in the preparation of oil meets the criterion of "significant differences".
Использованная литература
1. ГОСТ 2477-65. Метод определения содержания воды в нефтях и нефтепродуктах.References
1. GOST 2477-65. Method for determining the water content in oils and petroleum products.
2. Беляков В.Л. Автоматизация промысловой подготовки нефти и воды. -М.: Недра, 1988, с. 232. 2. Belyakov V.L. Automation of oil and water field preparation. -M .: Nedra, 1988, p. 232.
3. Есельсон М.П., Кучеров Я.М., Яновский В.Ю. Спектральные методы анализа. - Изд-во ВНИИОЭНГ, 1977. 3. Eselson M.P., Kucherov Y.M., Yanovsky V.Yu. Spectral analysis methods. - Publishing House of VNIIOENG, 1977.
4. Прибуш А.Г. Определение агрегативной устойчивости эмульсий по скорости коалесценции капель электролита в органической среде //Теор. основы хим. технолог., 1990, т. 24.- N 6.-с.827-832. 4. Pribush A.G. Determination of the aggregate stability of emulsions by the coalescence rate of electrolyte droplets in an organic medium // Theor. basics of chem. Technologist., 1990, v. 24.- N 6.-p. 827-832.
5. Веревкин А.П. и др. Оценка эффективности и оптимизации расходования деэмульгаторов при промысловой подготовке нефти. // ЭИ Сер.: Техника и технология добычи нефти и обустройства нефтяных месторождений. -М.: ВНИИОЭНГ, Вып. 4, с. 38-47, 1991. 5. Verevkin A.P. et al. Evaluation of the effectiveness and optimization of the expenditure of demulsifiers in commercial oil treatment. // EI Ser .: Technique and technology of oil production and arrangement of oil fields. -M .: VNIIOENG, Vol. 4, p. 38-47, 1991.
Claims (1)
где АУ - агрегативная устойчивость, %;
ν1 - кинематическая вязкость эмульсии до добавления деэмульгатора;
ν2 - кинематическая вязкость эмульсии после добавления деэмульгатора,
С - постоянная.A method for determining the aggregate stability of an oil-water emulsion, including the introduction of a demulsifier, sedimentation of the emulsion for a certain time, characterized in that before and after the introduction of the demulsifier, the kinematic viscosity is measured at the same temperature with the subsequent determination of the aggregative stability by the formula
where AU - aggregative stability,%;
ν 1 is the kinematic viscosity of the emulsion before the addition of the demulsifier;
ν 2 is the kinematic viscosity of the emulsion after adding the demulsifier,
C is a constant.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96113916A RU2106629C1 (en) | 1996-07-04 | 1996-07-04 | Method of determining aggregative stability of water-oil emulsion |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96113916A RU2106629C1 (en) | 1996-07-04 | 1996-07-04 | Method of determining aggregative stability of water-oil emulsion |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2106629C1 true RU2106629C1 (en) | 1998-03-10 |
| RU96113916A RU96113916A (en) | 1998-05-27 |
Family
ID=20183061
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU96113916A RU2106629C1 (en) | 1996-07-04 | 1996-07-04 | Method of determining aggregative stability of water-oil emulsion |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2106629C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2654348C2 (en) * | 2016-08-01 | 2018-05-17 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Methodology of research of the chemical reagents on related technologies negative influence |
| RU2800288C1 (en) * | 2022-12-30 | 2023-07-19 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Удмуртский государственный университет" | Method for determining aggregative stability of an oil-water mixture (variants) |
-
1996
- 1996-07-04 RU RU96113916A patent/RU2106629C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Прибуш А.Г. Определение агрегативной устойчивости эмульсий по скорости коалесценции капель электролита в органической среде. Теоретические основы химических технологий, 1990, т. 24, N 6, с. 827 - 832. Веревкин А.П. и др. Оценка эффективности и оптимизации расходования деэмульнаторов при промысловой подготовке нефти. ЭИ Сер.: Техника и технология добычи нефти и обустройства нефтяных месторождений.- М.: ВНИИОЭНГ, 1991, вып. 4, с.38 - 47. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2654348C2 (en) * | 2016-08-01 | 2018-05-17 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Methodology of research of the chemical reagents on related technologies negative influence |
| RU2800288C1 (en) * | 2022-12-30 | 2023-07-19 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Удмуртский государственный университет" | Method for determining aggregative stability of an oil-water mixture (variants) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| da Silva et al. | Study of the stability and homogeneity of water in oil emulsions of heavy oil | |
| US8043858B2 (en) | Dynamic desalter simulator | |
| Nguyen et al. | Emulsification of heavy oil in aqueous solutions of poly (vinyl alcohol): A method for reducing apparent viscosity of production fluids | |
| Zaki | Surfactant stabilized crude oil-in-water emulsions for pipeline transportation of viscous crude oils | |
| Al-Otaibi et al. | Experimental investigation of crude oil desalting and dehydration | |
| Alade et al. | Rapid determination of emulsion stability using turbidity measurement incorporating artificial neural network (ANN): Experimental validation using video/optical microscopy and kinetic modeling | |
| Farrokhi et al. | Application of a novel magnetic nanoparticle as demulsifier for dewatering in crude oil emulsion | |
| Hjartnes et al. | Demulsification of crude oil emulsions tracked by pulsed field gradient (PFG) nuclear magnetic resonance (NMR). Part I: chemical demulsification | |
| Keleşoğlu et al. | Rheological properties of highly concentrated dense packed layer emulsions (w/o) stabilized by asphaltene | |
| Nour et al. | Demulsification of water-in-oil (W/O) emulsion via microwave irradiation: An optimization | |
| Dudek et al. | Microfluidic testing of flocculants for produced water treatment: Comparison with other methodologies | |
| RU2106629C1 (en) | Method of determining aggregative stability of water-oil emulsion | |
| Negris et al. | Evaluation of models for predicting relative viscosity of ultrasound-assisted synthetic water-in-oil emulsions of Brazilian crude oil | |
| Mouret et al. | Screening of Topside Challenges Related to Polymer Presence in the Back Produced Fluids–Casabe Case Study | |
| Urdahl et al. | Development of a new, compact electrostatic coalescer concept | |
| Grecco Zanotti et al. | Thixotropic behavior of oil‐in‐water emulsions stabilized with ethoxylated amines at low shear rates | |
| Mohammed | Determination of salt content in crude oil, turbine oil and some refinery products volumetrically | |
| Beetge et al. | Chemical demulsifier development based on critical electric field measurements | |
| RU2676088C1 (en) | Composition for destruction of intermediate layers in oil treating devices | |
| US2310673A (en) | Process for treating pipeline oil | |
| Henríquez | W/O emulsions: formulation, characterization and destabilization | |
| Oriji et al. | Suitability of local demulsifier as an emulsion treating agent in oil and gas production | |
| Al-Ghamdi et al. | Experimental investigation of emulsion stability in gas/oil separation plants | |
| Inyang et al. | Enhancing Demulsification of Water-in-oil Emulsion by Eliminating Trace Value of Percentage Residual Water | |
| Khormali | Increasing the Efficiency of Demulsification Treatment in Petroleum Industry Using a Multicomponent Demulsifier Package |