Цех подготовки и перекачки нефти

РЕФЕРАТ

50 стр., 3 рис., 22табл., 6 источника.

Объект проектирования – цех  подготовки и перекачки нефти Ватьеганского месторождения ОАО Лукойл-Западная Сибирь производительностью 4 800 м³/сут по товарной нефти;

Цель проекта: Разработка технологической схемы установки предварительного сброса воды и ее основного аппарата.

Технологический режим и  технологическая схема установки  дает возможность, используя только химический способ с использованием деэмульгатора , отделять нефть с  содержанием воды до 1 %мас..

Производительность установки 1,0 млн. т/год по товарной нефти; годовая  продолжительность 350 дней; содержание воды в нефти на выходе из установки 0,5-1%маc; содержание углеводородов в товарной воде 0,1%мас. Давление первой стадии сепарации 1,0 МПа; температура первой стадии сепарации 10^ОС. Давление второй стадии сепарации 0,5 МПа; температура второй стадии сепарации 10^ОС. Давление стадии отстаивания 0,5 МПа; температура стадии отстаивания 60^ОС.

Используемая для ведения  технологического процесса многоступенчатая автоматизированная система управления позволяет безопасно и качественно  поддерживать технологический режим.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Аналитический обзор теории и методов обезвоживания нефти
1. Образование эмульсий и их классификация
2. Физико-химические свойства нефтяных эмульсий
1. Дисперсность
2. Вязкость
3. Плотность
4. Электрические свойства
5. Температура
3. Устойчивость нефтяных эмульсий и их «старение»
4. Теоретические основы обезвоживания нефти
1. Седиментация капель воды в нефти
2. Процессы укрупнения капель воды
5. Деэмульгаторы, применяемые для разрушения нефтяных эмульсий
6. Основные методы разрушения нефтяных эмульсий
7. Описание принципиальной технологической схемы подготовки скважинной нефти
2. Характеристика сырья, готовой продукции и применяемых реагентов
3. Расчет материального баланса дожимной насосной станции (ДНС) с установкой предварительного сброса воды (УПСВ)
1. Материальный баланс первой ступени сепарации
2. Материальный баланс второй ступени сепарации
3. Расчет материального баланса сброса воды
4. Общий материальный баланс установки
4. Описание и расчёт отстойника

Заключение

5. Список использованных источников

ВВЕДЕНИЕ

Установка предварительного сброса воды ДНС-3 цеха подготовки и перекачки нефти Ватьеганского месторождения “ОАО Лукойл-Западная Сибирь” расположена в Ханты-Мансийском автономном округе, в 140 км к северо-востоку от города Сургут и в 30 км к востоку от Когалыма. Открыто в 1971 году. Получило название по реке Ватьеган. Освоение началось в 1983 году.

УПСВ ДНС-3 “ОАО Лукойл-Западная Сибирь” проектной мощностью по сырью до 1 млн.т/год предназначена для:

- сбора водогазонефтяной  эмульсии, поступающей с кустовых  площадок и разведочных скважин;

- сепарации нефти;

- обезвоживания нефти;

- подготовки пластовых  и других промысловых очистных  сточных вод с последующей  закачкой в пласт;

- внешнего транспорта  нефти с месторождения на центральный пункт сбора (ЦПС).

- внешнего транспорта  газа с месторождения на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).

Продуктом УПСВ является обезвоженная нефть, которая поступает на ЦПС, где происходит подготовка нефти  до товарных кондиций (обезвоживание, обессоливание и т.д.) и перекачка  ее по системе внешнего транспорта.

На УПСВ происходит сепарация  газа, часть которого поступает на компрессорную станцию и сдается  на ГПЗ. Остаточный газ поступает  на факел низкого давления, где  происходит его сжигание.

Вода, полученная в процессе подготовки нефти, поступает по системе  водоводов на кустовые насосные станции (КНС) и закачивается в пласты с целью поддерживания пластового давления.

Технологический режим и  технологическая схема установки  дает возможность, используя только химический метод с использованием деэмульгатора, отделять нефть с  содержанием воды до 1%.

1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР ТЕОРИИ И МЕТОДОВ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ НЕФТИ

На каждом месторождении  наступает такой период, когда  из пласта вместе с нефтью извлекается  пластовая вода. По мере эксплуатации месторождения содержание воды в  нефти постепенно возрастает.

Извлеченная вместе с нефтью на поверхность пластовая вода является вредной примесью, которую необходимо удалять из нефти. Пластовая вода образует с нефтью эмульсии различной  степени стойкости, и со временем стойкость эмульсии повышается. Это  является одной из причин того, что  необходимо обезвоживать как можно  раньше с момента образования  эмульсии, не допуская ее старения. Наиболее целесообразно проводить обезвоживание  нефти на месторождениях.

Второй наиболее важной причиной обезвоживания нефти в районах  его добычи является высокая стоимость  транспорта балласта-пластовой воды. Транспорт обводненной нефти  удорожается не только в результате перекачки дополнительных объемов  содержащейся в нефти пластовой  воды, но и вследствие того, что вязкость эмульсии типа вода в нефти выше, чем чистой нефти. При увеличении содержания воды в нефти на 15 транспортные расходы возрастают в среднем  на 3-5% при каждой перекачке. /1/

Добывающая из скважин  нефть, как правило, имеет в своем  составе пластовую воду (в свободном или эмульгированном состоянии), содержащую различные минеральные соли -хлористый натрий NaCl, хлористый кальций СаСl₂, хлористый магний MgCl₂, причем часто в больших количествах (200 тыс. мг/л воды и более), механические примеси. Эти соли придают водонефтяной смеси довольно высокую коррозионную активность и затрудняют таким образом ее транспортирование и последующую переработку. Механические примеси и соли легко отлагаются с суженных местах, местах поворотов, изгибов, сужая живое сечение трубок и ухудшая процесс теплопередачи в теплообменном оборудовании. Примеси и соли тяжёлых нефтей концентрируются в тяжёлом остатке переработки нефти, ухудшая их качество. В состав нефтей входят также различные газы органического (метан СН₄, этан С₂Н₆, пропан С₃Н₈, бутан С₄Н₁₀) и неорганического (сероводород H₂S, углекислый газ СО₂ и гелий Не) происхождения.

В связи с изложенным, возникает необходимость отделения  от нефти пластовой воды и солей  в промысловых условиях. Вместе с  водой при обезвоживании из нефти  удаляются соли, растворенные в воде, и механические примеси, которые  являются причиной коррозии и загрязнения  трубопроводов и аппаратов. При  обезвоживании нефти на месторождениях из нее удаляется основная масса  воды, солей и механических примесей, и нефтепроводным управлениям нефть  сдается с содержанием воды, как  правило, не выше 1-2 %. Но эта норма  не остается неизменной и имеется  тенденция к ее снижению до 0,5 % , что  экономически и технологически более  целесообразно.

При обезвоживании нефти  на месторождениях – лишь первый этап ее подготовки к переработке. Более  глубокая очистка нефти от пластовой  воды, солей и механических примесей осуществляется в процессе обессоливания. С этой целью обезвоженную нефть  интенсивно перемешивают с пресной  водой, а образовавшуюся эмульсию разрушают.

При извлечении нефти и  пластовой воды на поверхность они  неизбежно перемешиваются, образуя  при этом эмульсию. Свойства нефтяных эмульсий, их стойкость в значительной мере зависят от способа добычи нефти  и условий эксплуатации нефтяного  месторождения.

Содержание воды, солей  и механических примесей в нефти  важно знать также для определения  количества чистой нефти при передачи ее товаротранспортным организациям /1,4/.

1.1 Образование  эмульсий и их классификация

Вода в нефти появляется в результате поступления к скважине пластовой воды или воды, закачиваемой в пласт с целью поддержания  давления. При движении нефти и  пластовой воды по стволу скважины и нефтесборным трубопроводам происходит их взаимное перемешивание и дробление. Процесс дробления одной жидкости в другой называют диспергированием. В результате диспергирования одной  жидкости в другой образуются эмульсии.

Эмульсии представляют собой  дисперсные системы двух жидкостей, не растворимых или малорастворимых  друг в друге, находящихся во взвешенном состоянии в виде мелких капель (глобул). Жидкость, в которой распределены глобулы, называются дисперсной средой, а вторая жидкость, распределенная в дисперсной среде, - дисперсной фазой.

При образовании эмульсии увеличивается поверхность дисперсной фазы, поэтому для осуществления  процесса эмульгирования должна быть затрачена определенная работа, которая  концентрируется на поверхности  раздела фаз в виде свободной  поверхностной энергии. Энергия, затраченная  на образование единицы межфазной  поверхности, называется поверхностным (межфазным) натяжением. Глобулы дисперсной фазы имеют сферическую форму, т.к. такая форма имеет наименьшую поверхность и наименьшую свободную  энергию для данного объема. Форму  шара можно исказить лишь сила тяжести  или сила электрического поля.

Свободная энергия капель дисперсной фазы способствует их слиянию (коалесценции), но помехой этому  в устойчивых эмульсиях являются стабилизаторы эмульсии.

Растворимые в воде (гидрофильные), эмульгаторы способствуют образованию  эмульсий - вода в нефти. Последний  тип, чаще всего встречается в  промысловой практике. К гидрофильным относятся такие поверхностно-активные вещества, как щелочные мыла, желатин, белковые вещества. Гидрофобными являются хорошо растворимые в нефтепродуктах смолы, известковые мыла, а также  мелкодисперсные частицы сажи, глины, песка, окислов металлов, легче смачиваемые  нефтью, чем водой. Введение в эмульсию данного типа эмульгатора, способствующего  образованию эмульсии противоположного типа, облегчает её расслоение. От концентрации эмульгаторов-стабилизаторов эмульсии в нефти и их состава главным  образом зависит устойчивость образующихся нефтяных эмульсий. Установлено, что  устойчивость, возрастает с увеличением  концентрации стабилизаторов до насыщения  адсорбционного слоя или, до достижения оптимальных структурно-механических свойств слоя. Стабилизаторы входят в контакт друг с другом и с  нефтяной и водной фазами, образуют механически прочные защитные плёнки, препятствующие процессу коалесценции капель воды в нефти. Состав весьма разнообразен. Сюда входят асфальтены, смолы нафтеновых кислот и тяжелых  металлов, парафины, церезины, тонкодисперсные  неорганические вещества, состоящие  из глины, песка и горных пород.

По характеру дисперсной фазы и дисперсной среды различают  эмульсии двух типов:

первые эмульсии прямого  типа - неполярная жидкость в полярной, когда нефть размещается в  виде мелких капель в воде (Н/В); и  вторые обратного типа - эмульсии полярной жидкости в неполярной, когда вода размещается в виде мелких капелек  в нефти (В/Н).

В эмульсиях типа Н/В внешней  фазой является вода, и поэтому  они смешиваются с водой в  любых отношениях и обладают высокой  электропроводностью, а эмульсии типа Н/В смешиваются только с углеводородной жидкостью и имеют низкую электропроводность/1/.

1.2 Физико-химические  свойства нефтяных эмульсий

Для правильного выбора метода разрушения нефтяных эмульсий важно  знание их основных физико-химических свойств.

1.2.1 Дисперсность  эмульсий

Дисперсность эмульсий - это степень раздробленности  дисперсной фазы в дисперсной среде. Дисперсность является основной характеристикой  эмульсий определяющей их свойства.

Размеры капелек дисперсной фазы в эмульсиях изменяются от 0,1 до 100 мкм (10^-5 -10^-2 см).

Дисперсные системы, состоящие  из капелек одного и того же диаметра, называются монодисперсными, а дисперсные системы, состоящие из капелек различного диаметра, - полидисперсными. Нефтяные эмульсии относятся к полидисперсным системам, т.е. к системам, содержащим частицы различных размеров. Размер капель воды в эмульсии обычно обратно  пропорционален количеству затраченной  энергии, и чем больше этой энергии, тем меньше диаметр капель, следовательно, больше их суммарная удельная поверхность.

1.2.2 Вязкость эмульсии

Вязкость эмульсии зависит  от вязкости самой нефти, температуры, при которой получается эмульсия, количества воды, содержащейся в нефти, степени дисперсности, присутствия  механических примесей. Вязкость нефтяных эмульсий не обладает аддитивным свойством, т.е. вязкость эмульсии не равна сумме  вязкости воды и нефти.

С увеличением обводнённости  до определённого значения вязкость эмульсии возрастает и достигает  максимума при критической обводнённости, характерной для данного месторождения. При дальнейшем увеличении обводнённости вязкость эмульсии резко уменьшается. Критическое значение коэффициента обводнения называется точкой инверсии, при которой происходит обращение фаз, т.е. эмульсия типа В/Н превращается в эмульсию типа Н/В. Значение точки инверсии для разных месторождений колеблется от 0,5 до 0,95 г.

1.2.3 Плотность  эмульсии

Плотность эмульсии можно  рассчитать, если известны плотность  нефти и воды и их содержание в  эмульсии, по следующей формуле:

р_э = р_H(1-W) + р_BW, (1)

где р_н - плотность нефти, кг/м³;

р_в - плотность воды, кг/м³;

W - содержание воды в объёмных долях.

1.2.4 Электрические  свойства эмульсии

Нефть и вода, взятые в  чистом виде, хорошие диэлектрики. Электропроводность нефти колеблется от 0,5 10^-6 до 0,5 10^-7 Ом м^-1, пластовой воды – от 10^-1 до 10 Ом м^-1. Даже при незначительном содержании в воде растворенных солей или кислот электропроводность увеличивается в десятки раз. Поэтому электропроводность нефтяной эмульсии обусловливается не только количеством содержащейся воды и степенью её дисперсности, но и количеством растворенных в этой воде солей и кислот.

В нефтяных эмульсиях, помещённых в электрическое поле, капельки воды располагаются вдоль его силовых  линий, что приводит к резкому  увеличению электропроводности этих эмульсий. Это объясняется тем, что капельки чистой воды имеют приблизительно в 40 раз большую диэлектрическую  проницаемость, чем капельки нефти.

Свойства капелек воды располагаться в эмульсиях вдоль  силовых линий электрического поля и послужило основной причиной использования  этого метода для разрушения нефтяных эмульсий/1/.

1.2.5 Температура эмульсии

Чем выше температура, чем  меньше вязкость нефти, тем менее  устойчива эмульсия. Это особенно заметно для парафинистых нефтей. С понижением температуры частицы  парафина выделяются, легко адсорбируясь на поверхности водяных капель, стойкость  эмульсии повышается. Этим объясняется  резкое увеличение устойчивости эмульсии на многих нефтяных месторождениях зимой.

1.3 Устойчивость  нефтяных эмульсий и их "старение"

Важным показателем для  нефтяных эмульсий является их устойчивость, т.е. способность в течение определенного  времени не разрушаться и не разделяться  на нефть и воду.

На устойчивость нефтяных эмульсий влияют; дисперсность системы, физико-химические свойства эмульгаторов, образующих на поверхности раздела  фаз адсорбционные защитные оболочки, наличие на капельках дисперсной фазы двойного электрического заряда, температура и время существования  эмульсии.

По дисперсности нефтяные эмульсии делятся на мелкодисперсные  с размером капель воды от 0,2 до 20 мкм, среднедисперсные, содержащие капли  размером от 20 до 50мкм; грубодисперсные - с каплями воды размером от 50 до 100 мкм. Труднее поддаются разрушению мелкодисперсные эмульсии.

На устойчивость эмульсий огромное влияние оказывают стабилизирующие  вещества (естественные ПАВ), называемые эмульгаторами.

Устойчивость зависит  также от заряда на поверхности капель воды, образующего за счёт их движения двойной электрический слой, защищающий эти капли от слипания подобно адсорбционным оболочками. Капли, имеющие на своей поверхности одинаковые заряды, будут взаимно отталкиваться.

Чем выше температура, тем  менее устойчива нефтяная эмульсия.

Эмульсии способны "стареть", т.е. повышать свою устойчивость со временем. Процесс «старения» нефтяных эмульсий в начальный период происходит весьма интенсивно, затем постепенно замедляется  и часто уже через сутки  прекращается. Свежие эмульсии легче  поддаются разрушению и поэтому  обезвоживание и обессоливание  нефтей необходимо проводить на промыслах/1,4/.

1.4 Теоретические основы обезвоживания нефти

Электронно-ионные технологии применяются при обезвоживании  сырой нефти и нефтепродуктов. Вода в нефть попадает при добыче нефти из нефтяных скважин, а также  в ходе технологических процессов  переработки нефти в нефтепродукты. Для обеспечения высокого качества нефтепродуктов необходимо в ходе технологического процесса обезвоживания вывести  в максимально доступном количестве соли и воду из нефти.

Удаление воды из нефти  может происходить в результате организации направленного движения капель воды из объема нефти.

Первым направлением является использование седиментации капель воды. Иными словами, в процессе отстоя капли воды под действием силы тяжести осаждаются на дно резервуара.

Второе направление - зарядка  и организация движения частиц воды в электрическом поле таким образом, чтобы капли воды ушли за пределы  объема нефти.

Капельки воды могут под  действием сил электрического поля собираться на электродах или специальных  пористых перегородках и стекать  на дно сосудов. Удаление воды со дна резервуара производится путем слива.

Удаление воды из нефти  основано на том, что вода имеет большую  плотность, чем нефть, и в процессе отстоя капли воды падают на дно  резервуара. Нефть всплывает и  остается в верхней части резервуара. Эффективность процесса удаления воды из объема нефти зависит от вязкости нефти. Вязкость определяется температурой, и, чем выше температура, тем меньше вязкость и больше скорость седиментации. Также скорость процесса зависит  в значительной мере от размера капель воды: чем больше радиус капли, тем  выше скорость оседания капель.

1.4.1 Седиментация  капель воды в нефти

Установившаяся скорость оседания капель воды в нефти определяется из условия равенства внешней  силы F, действующей на каплю, силе сопротивления среды движению капли. Внешняя сила, действующая на каплю, находящуюся в нефти, равна разности между силой тяжести и архимедовой силой (силой плавучести)

F_вн = π а³ g Δρ (2)

где а - радиус капли,

g = 9,8 м/с² - ускорение свободного падения,

Δρ - разность значений плотности воды и нефти (Δρ = ρ_в - ρ_н).

В силу большой вязкости нефти и малых размеров капель воды их осаждение происходит в пределах стоксовского диапазона числа Рейнольдса (Rе ≤ 0,5) и сила сопротивления  среды определяется по формуле Стокса

F_с = 6 π μ_эф а V_c (3)

где V_c - скорость седиментации (осаждения);

μ_эф - эффективная вязкость среды.

Эффективная вязкость в формуле (3) отличается от вязкости среды (нефти) из-за того, что движение капли относительно нефти вызывает циркуляцию воды в  капле и это приводит к некоторому уменьшению сопротивления среды  по сравнению с движением твердой  сферической частицы. Тогда 

Μ _экв = μ (4)

где μ = (1÷10)·10^-2 Па - вязкость нефти в зависимости от ее сорта;

μ_в= 10^-3 Па - вязкость воды.

Приравнивая (2) и (3), получим  выражение для скорости седиментации

V_c = (5)

При ρ_в=1000 кг/м³ и ρ_нефти = 850 кг/м³ получим скорость седиментации равной

V_c=5·10⁴a².

Таким образом, скорость осаждения  капель в нефти растет пропорционально  квадрату радиуса капель.

1.4.2 Процессы укрупнения  капель воды

Процессы укрупнения капель воды в нефти играют очень важную роль, так как приводят к существенному  возрастанию скорости седиментации. Процесс слияния капель воды, или  коалесценция, может происходить  в результате соударения частиц разного размера при седиментации, при взаимодействии поляризованных частиц в электрическом поле или при соударении частиц, участвующих в турбулизированном движении среды.

Число соударений при седиментации растет при увеличении относительной  скорости сближения частиц. Как следует  из (5)

Vотн = а²₁- а²₂

где а₁ и а₂ - соответственно радиусы взаимодействующих частиц.

Таким образом ясно, что  эффективность коалесценции растет с увеличением радиуса частиц при одновременном увеличении различия в их размере.

На процесс слияния  капель воды при столкновении оказывает  влияние слоя нефти, который препятствует этому слиянию.

Разрушение тонкого слоя нефти на поверхности капли обеспечивается воздействием химическими веществами - деэмульгаторами. Действие деэмульгатора  приводит к снижению сил поверхностного натяжения и, таким образом, облегчает  их слияние.

Основным недостатком  процесса удаления влаги за счет седиментации являются:

1. Большая длительность  процесса седиментации.

2. Необходимость содержания  больших объемов нефти в специальных отстойниках/3/.

1.5 Деэмульгаторы,  применяемые для разрушения нефтяных эмульсий

Для предотвращения образования, а так же для разрушения уже  образовавшихся нефтяных эмульсий широко применяются деэмульгаторы - поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые в отличие от природных эмульгаторов способствуют значительному снижению стойкости нефтяных эмульсий. Воздействие деэмульгатора на нефтяную эмульсию основано на том, что деэмульгатор, адсорбируясь на поверхности раздела фаз нефть – вода, вытесняет и замещает менее активные поверхностно-активные природные эмульгаторы. Природные эмульгаторы – естественные поверхностно-активные вещества, содержащиеся в нефти (асфальтены, нафтены, смолы, парафины) и в пластовой воде. Деэмульгаторы должны обладать большей активностью, чем эмульгаторы. Пленка, образуемая деэмульгатором, менее прочна. По мере накопления деэмульгатора на поверхности капелек воды между последними возникают силы взаимного притяжения. В результате этого мелкие диспергированные капельки воды образуют большие капли (хлопья), в которых пленки вокруг глобул воды обычно сохраняются. Процесс образования больших хлопьев из мелкодиспергированных капелек воды в результате воздействия деэмульгатора называется флоккуляцией (хлопьеобразованием). В процессе флоккуляции поверхностная пленка глобул воды становится достаточно ослабленной, происходит ее разрушение и слияние глобул воды. Процесс слияния капелек воды называется коалесценцией. Хорошие деэмульгаторы должны обеспечивать не только сближение диспергированных капелек воды в эмульсии, но также и разрушать окружающие их пленки и способствовать коалесценции. В большинстве нефтей присутствуют механические примеси (сульфид железа, ил, частицы глины и т. д.), частички которых собираются на поверхности раздела и способствуют упрочнению пленки, обволакивающей глобулы воды. Часто эти механические примеси являются основными веществами, составляющими материал пленки, и удаление их вместе с водой также является важной задачей при обезвоживании нефти. Деэмульгаторы обволакивают частицы механических примесей тонкой пленкой, хорошо смачиваемой водой, и такие частицы выделяются из нефти и удаляются вместе с водой.

Таким образом, реагенты, применяемые  в качестве деэмульгаторов для разрушения нефтяных эмульсий, должны обладать следующими свойствами:

• способностью проникать на поверхность раздела фаз нефть—вода,
• вызывать флоккуляцию и коалесценцию глобул воды,
• хорошо смачивать поверхность механических примесей.

Такими универсальными свойствами обладает ограниченное число деэмульгаторов. Для разрушения нефтяных эмульсий предложено множество реагентов, которые имеют  те или иные необходимые свойства. Деэмульгаторы обычно подразделяются на две группы: ионогенные(образующие ионы в водных растворах) и неионогенные (не образующие ионы в водных растворах).

Ионогенные, в свою очередь, могут быть подразделены на анионактивные  и катионактивные в зависимости  от того, какие поверхностно-активные группы они содержат -анионы или  катионы.

На месторождениях и нефтеперерабатывающих  заводах из ионогенных деэмульгаторов для обезвоживания и обессоливания  нефтей в течение длительного  времени применялся нейтрализованный черный контакт (НЧК). Однако он имеет  ряд недостатков: низкое содержание поверхностно-активного вещества (в  лучших сортах около 40—60% солей сульфокислот), что приводит к дорогостоящим  перевозкам балласта; высокий удельный расход (0,5—3 кг/т, иногда и более); при  взаимодействии НЧК с пластовой  водой могут образоваться твердые  осадки (гипс, гидрат окиси железа и  др.)» очистка от которых аппаратов  и трубопроводов связана со значительными  затратами. Ионогенные деэмульгаторы  способствуют также образованию  эмульсий типа нефть в воде, что  приводит к значительному содержанию нефти в дренажной воде. В связи  с этим в настоящее время малоэффективные деэмульгаторы: НЧК (нейтрализованный черный контакт) и НКГ (нейтрализованный кислый гудрон), которые в настоящее время для деэмульсации нефти не применяются.

Катионактивные деэмульгаторы  не нашли достаточного применения из-за их низкой активности.

Наибольшее распространение  в настоящее время получили неионогенные деэмульгаторы, т. е. такие, которые  в водных растворах не диссоциируют на ионы. Обычно деэмульгаторы этого  типа получаются присоединением окиси  этилена или окиси пропилена  к органическим веществам с подвижным  атомом водорода. Исходным сырьем для  такого синтеза могут служить  органические кислоты, спирты, фенолы и др., а также окись этилена  и окись пропилена.