Значительное содержание воды, солей и твердых веществ в сырой нефти приводит к дополнительным затратам при ее переработке, а также к снижению надежности магистрального трубопроводного транспорта, по которому нефть доставляется к месту переработки. Так, перекачка вместе с нефтью даже 2 % балласта в виде диспергированных глобул воды и частиц механических примесей заметно снижает пропускную способность трубопроводов, способствует интенсивному коррозионному износу насосного оборудования и труб, повышает опасность их прорыва. Степень подготовки нефти к транспортировке или для первичной переработки регламентируется [1]. В зависимости от содержания воды и хлористых солей установлено три группы сырой нефти, указанные в таблице 1. К нефти, поступающей для глубокой переработки на нефтеперерабатывающие заводы, предъявляются более жесткие требования (таблица 2). Таблица 1 – Группы сырой нефти по [1] Название примеси Единицы измерения Номер группы нефти 1 2 3 Вода, не более %масс. 0,5 1,0 1,0 Хлористые соли, не более мг/л 100 300 1800   Таблица 2 – Требования к нефти, поступающей на глубокую переработку по [1] Название примеси Единицы измерения Норма, не более Вода %масс. 0,1 Неорганические соли мг/л 3,0 Механические примеси %масс. 0,005 Время разделения эмульсии мин 30   Нефть – это жидкое «полезное ископаемое», имеющее в своем составе гомологический ряд алифатических углеводородов от С1 до С≥20, в том числе парафины, а также олефины, арены и более сложные органические соединения – нафтеновые кислоты, смолы, асфальтены. Нафтеновые кислоты – это моноциклические карбоновые кислоты с брутто-формулой CnH2n-1COOH и молекулярной массой, соответствующей n = 7…8. Структурная формула может иметь следующий вид: Поверхностная активность нафтеновых кислот обусловлена наличием в их молекулах гидрофобного радикала и гидрофильной карбоксильной группы. Нефтяные смолы – это высокомолекулярные органические соединения со средней молекулярной массой 700 у.е., соответствующей составу от CnH2n-20 до CnH2n-34, c дополнительным содержанием серы и кислорода. Основными структурами в смолах являются конденсированные ароматические кольца и гетероциклы. Поверхностная активность нефтяных смол обусловлена наличием в них гетероциклов и гидроксильных групп. Асфальтены – это высокомолекулярные органические соединения полициклического ряда, состоящие из углерода, водорода, серы, азота и кислорода. Молекулярная масса этих полимеров в 2-3 раза выше, чем у нефтяных смол. В структуре асфальтенов имеются гидроксильные и карбоксильные группы, обусловливающие поверхностную активность макромолекул данного класса полимеров. Парафины представляют собой смесь твердых углеводородов метанового ряда, преимущественно, нормального строения. При температуре ниже 40 оС парафины находятся в твердом состоянии в виде мелких кристаллов, равномерно распределенных в объеме нефти и проявляющих в таком состоянии поверхностную активность. Перечисленные химические соединения в большем или меньшем количестве присутствуют в нефтях, добываемых в Восточной Сибири (таблица 3). При этом они являются природными стабилизаторами, что обусловливает способность этих нефтей к образованию водонефтяных эмульсий. Суммарное количество стабилизаторов эмульсий в нефтях разных месторождений варьирует в широких пределах. При этом величина адсорбции суммы стабилизаторов может колебаться от 2∙10-7 до 40∙10-7 г/см2 при толщине защитного слоя около 20 нм. Сопоставляя известные данные о толщинах адсорбционных слоев на границе раздела фаз нефть-вода, авторы публикации [2] делают следующие выводы: - защитные слои представляют собой многослойные ажурные покрытия, состоящие из твердых частиц стабилизатора, удерживаемых на границе раздела нефти и воды вследствие частичного смачивания их поверхности водой; - твердые частицы образуют каркас защитного слоя, промежутки между ними заполнены обеими жидкими фазами эмульсии, сольватирующими поверхность частиц. Прочность такого защитного слоя обеспечивается взаимодействием полярных групп, находящихся на поверхности частиц стабилизатора с молекулами воды, т.е. смачиванием водой отдельных гидрофильных участков их поверхности. Другая часть поверхности частиц остается гидрофобной и смачивается нефтяной фазой. С ростом величины адсорбции стабилизатора, т.е. с увеличением числа его частиц на единице поверхности капель диспергированной воды, возрастают число полярных групп стабилизатора, взаимодействующих с водой, и прочность защитных слоев. В таблице 3 приведены сведения о физических свойствах и компонентном составе нефтей, добываемых на месторождениях Восточной Сибири. Видно, что это нефти относятся к разряду смолистых и парафиновых и могут в смеси с водой давать стойкие эмульсии. Процессы обезвоживания и обессоливания нефти осуществляются посредством разделения водонефтяных эмульсий различными методами (электрическими, гидромеханическими, химическими). При химическом методе в эмульсию вводятся специальные химические реагенты – деэмульгаторы. Адсорбируясь на поверхности раздела фаз, они тем или иным способом разрушают или вытесняют собравшиеся на поверхности частиц воды эмульгирующие вещества и, тем самым, снижают структурно-механическую прочность поверхностных слоев. Наибольшее применение в качестве деэмульгаторов получили поверхностно-активные вещества (ПАВ), ассортимент которых достаточно разнообразен.     Таблица 3 – Физические свойства и состав нефтей месторождений Восточной Сибири Наименование показателя, единицы измерения Месторождение, № скважины Верхнечонское, 57 Даниловское, 12 Дулисьминское, 10 Ярактинское, 21 Юрубченское, 91 Плотность, кг/м3 859 818 834 841 824 Коэффициент кинематической вязкости, мм2/с 26,3 7,0 12,3 15,6 10,0 Молекулярная масса 269 197 232 215 193 Механические примеси, % не определялись 0,04 0,04 0,02 0,02 Сера общая, % 0,46 0,43 0,08 0,43 0,22 Смолы силикагелевые, % 8,6 4,37 2,47 2,63 5,09 Асфальтены, % 0,8 0,05 0,06 0,73 0,12 Хлористые соли, мг/л 40,0 29,4 4,9 не определялись Парафины, % 1,6 1,9 2,04 3,28 1,98 Температура плавления парафинов, оС 53 57 50 48 56     Оптимальный расход деэмульгатора определяется лабораторным путем для конкретного сочетания нефть-деэмульгатор. Часто для повышения эффективности процесса обезвоживания подбирают два реагента, проявляющих синергизм. Для сравнения эффективности различных деэмульгаторов в отношении нефтей, добываемых на месторождениях Восточной Сибири, были проведены исследования по следующей методике [3]. В стакан емкостью 250 мл помещали 50 мл воды и 50 мл исследуемой сырой нефти. Содержимое перемешивали с помощью механической мешалки с частотой вращения 200 об/мин в течение 10 мин при комнатной температуре. Полученную эмульсию разливали в пробирки емкостью 9 мл. Одну пробирку оставляли в качестве контрольного образца, в остальные добавляли расчетное количество деэмульгатора от 20 мг до 100 мг на 1 л эмульсии с шагом 20 мг/л. В контрольную пробирку добавляли 1 мл воды без деэмульгатора. Пробирки герметизировали и перемешивали содержимое встряхиванием в течение 1 мин. Согласно требованиям, расход деэмульгатора должен составлять от 20 до 100 г/т нефти, а время разделения эмульсии после его ввода – не дольше 0,5 ч [1]. Поэтому, наблюдение за состоянием эмульсий продолжалось в течение 30 минут, а в качестве показателя эффективности разделения использовали отношение объема водного отстоя к исходному объему воды в эмульсии, выраженное в процентах. По результатам экспериментов был выявлен наиболее эффективный для исследованных нефтей деэмульгатор. Для эмульсий, полученных из нефтей Юрубченского и Ярактинского месторождений, даже при минимальной концентрации 20 мг/л его эффективность была высокой – не менее 94,5 %. Для эмульсий из нефти Верхнечонского месторождения содержание деэмульгатора 20 мг/л было недостаточным – эффективность 69 %. При массовом содержании ПАВ 40 мг/л и более эффективность составила 91 %. Для контрольных образцов без ПАВ эффективность разделения эмульсии способом гравитационного осаждения в течение 24 часов составила от 9,1% до 22 %. Таким образом, по результатам экспериментов был выбран деэмульгатор, пригодный для разделения водонефтяных эмульсий из нефтей Восточно-Сибирских месторождений.