Нефть и основные способы ее переработки

Нефть и  основные способы ее переработки

Значение  нефти и газа

Трудно представить  современную мировую экономику  без энергии, транспорта, света, связи, радио, телевидения, вычислительной техники, средств автоматизации, космической  техники и т.д., основой развития которых является топливно-энергетический комплекс (ТЭК). Уровень развития топливо-энергетического  комплекса отражает социальные и  научно-технический прогресс и часто  определяет политику государства.

Экономически наиболее значимой составной частью топливо-энергетического  комплекса ныне является нефтегазовый комплекс. Нефтегазовый комплекс включает нефтегазодобывающую, нефтегазоперерабатывающая, нефтегазохимическая отрасли промышленности, а также различные отрасли  транспорта (трубопроводный, железнодорожный, водный, морской и др.) нефти, газового конденсата, природного газа и продуктов  их переработки.

Нефть и газ —  уникальные и исключительно полезные ископаемые. Продукты их переработки  применяют практически во всех отраслях промышленности, на всех видах транспорта, в военном и гражданском строительстве, сельском хозяйстве, энергетике, в быту и т. д. Из нефти и газа вырабатывают разнообразные химические материалы, такие как пластмассы, синтетические  волокна, каучуки, лаки, краски, дорожные и строительные битумы, моющие средства и мн. др.

Ресурсы и месторождения нефти

Мировые извлекаемые  запасы нефти оцениваются в 141,3 миллиарда  тонн. Этих запасов при нынешних объемах добычи нефти хватит на 42 года. Из них 66,4 % расположено в странах  Ближнего и Среднего Востока. Для  этого региона характерно не только наличие огромных запасов нефти, но и концентрация их преимущественно  на уникальных (более 1 миллиарда тонн) и гигантских (от 300 миллионов до 1 миллиарда тонн) месторождениях с  исключительно высокой продуктивностью  скважин. Среди стран этого региона  первое место в мире по этому показателю занимает Саудовская Аравия, где сосредоточено  более четверти мировых запасов  нефти. Огромными запасами нефти  в этом регионе обладают Ирак, Иран, Кувейт и Абу-Даби — арабские страны, каждая из которых владеет почти десятой частью ее мир. Запасов.

Второе место  среди регионов мира занимает Американский континент — 14,5 % мировых извлекаемых  запасов нефти. Наиболее крупными запасами нефти обладают Венесуэла, Мексика, США, Аргентина и Бразилия. Извлекаемые  запасы нефти в Африке составляют 6,9 %, в т. ч. в Ливии — 2,9 , Нигерии  — 2,3 и Алжире — 0,9 % . В Западной Европе крупные месторождения нефти  и газа расположены в акватории  Северного моря, главным образом  в британских (0,5 млрд т) и норвежских (1,5 млрд т) территориях.

В Азиатско-Тихоокеанском  регионе промышленными запасами нефти обладают Китай (2,35 %), Индонезия (0,5 %), Индия, Малайзия и Австралия (в  сумме 1 % от мир.). Восточно-Европейские  бывшие социалистические страны и бывшее СССР владеют 5,8 % извлекаемых запасов  нефти, в т. ч. бывшее СССР — 5,6, Россия — 4,76 %, т. е. 6,64 млрд т.

Фракционный и углеводородный состав нефти и  ее дистиллятных фракций

Как известно из курса  химии нефти, нефть — сложная  многокомпонентная взаиморастворимая  смесь газообразных, жидких и твердых  углеводородов различного химичского строения с числом углеродных атомов до 100 и более с примесью гетероорганических соединений серы, азота, кислорода и  некоторых металлов.

По химическому  составу нефти различных месторождений  весьма разнообразны. Эти различия обусловливаются:

l) геологическими  и биохимическими условиями нефтеобразования;

2) возрастом нефти;

3) термобарическими  условиями в пласте, глубиной  залегания пласта;

4) воздействием  на нефть микроорганизмов и  др. факторов.

В этой связи речь можно вести лишь о составе, молекулярном строении и свойствах «средне-статистической»  нефти. Менее всего колеблется элементный состав нефтей: 82–87 % углерода, 12–16,2 % водорода; 0,04–0,35 %, редко до 0,7 % кислорода, до 0,6 % азота и до 5 и редко до 10 % серы. Кроме названных, в нефтях обнаружены в небольших количествах очень  многие элементы, в т. ч. металлы (Са, Mg, Fe, Al, Si, V, Ni, Na и др.).

Фракционный состав нефтей. Поскольку нефть представляет собой многокомпонентную непрерывную смесь углеводородов и гетероатомных соединений, то обычными методами перегонки не удается разделить их на индивидуальные соединения со строго определенными физическими константами, в частности температурой кипения при данном давлении Принято разделять нефть и нефтепродукты путем перегонки на отдельные компоненты, каждый из которых является менее сложной смесью. Такие компоненты называют фракциями или дистиллятами. В условиях лабораторной или промышленной перегонки отдельные нефтяные фракции отгоняются при постоянно повышающейся температуре кипения. Следовательно, нефть и ее фракции характеризуются не температурой кипения, а температурными пределами начала кипения и конца кипения.

При исследовании качества новых нефтей (т. е. составлении технического паспорта), их фракционный состав определяют на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректификационными колоннами (например, на АРН–2 по ГОСТ 11011–85). Это  позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и построить  по результам перегонки так называемую кривую истинной температуры кипения  в координатах температура —  выход фракций в % мас., (или % об.).

Кривая истиной  температуры кипения показывает потенциальное содержание в нефти  отдельных (узких) фракций, являющихся основой для последующей их переработки  и получения товарных нефтепродуктов (автобензинных, реактивных, дизельных  и энергетических топлив, смазочного масла и др.).

Нефти различных  месторождений значительно различаются  по фракционному составу и, следовательно, по потенциальному содержанию дистиллятов  моторного топлива и смазочных  масел. Большинство нефтей содержит 10–30 % бензиновых фракций, выкипающих до 200 % и 40–65% керосино-газойлевых фракций, перегоняющихся до 350 °С. Известны месторождения легких нефтей с высоким содержанием светлых (до 350 °С). Так, Самотлорская нефть содержит 58 % светлых, а газо конденсаты большинства месторождений почти полностью (85–90 %) состоят из светлых. Добываются также очень тяжелые нефти, состоящие в основном из высококипящих фракций (например, нефть Ярегского месторождения, добываемая шахтным способом).

Углеводный состав нефтей — является наиболее важным показателем их качества, определяющим выбор метода переработки, ассортимент  и эксплуатационные свойства получаемых нефтепродуктовтов. В исходных нефтях содержатся в различных соотношениях все классы углеводов, кроме алкенов: алканы, цикланы, арены, а также гетероатомные  соединения. Алканы (СnН2n+2) — парафиновые  углеводы — составляют значительную часть групповых компонентов  нефтей, газо конденсатов и природных  газов. Общее содержание их в нефтях составляет 25–75 % маc. и только в некоторых  парафинистых нефтях типа Мангышлакской  достигает 40–50 %. С повышением молярной фракций нефти содержание в них  алканов уменьшается. Попутные нефтяные и природные газы практически  полностью, а прямогонные бензины  чаще всего на 60–70 % состоят из алканов. В масляных фракциях их содержание снижается до 5–20 % маc. Из алканов  в бензинах преобладают 2- и 3-монометилзамещенные, при этом доля изоалканов с четвертичным углеродным атомом меньше, а этил- и  пропилзамещенные изоалканы практически  отсутствуют. С увеличением числа  атомов углерода в молекуле алканов  свыше 8 относительное содержание монозамещенных снижается. В газойлевых фракциях (200–350 °С) нефтей содержатся алканы от додекана до эйкозана. Установлено, что среди  алканов в них преобладают  монометилзамещенные и изопреноидные (с чередованием боковых метильных  групп через три углеродных атома  в основе углеродной цепи) структуры. В среднем содержание алканов  изопреноидного строения составляет около 10–11 %.

Циклоалканы (ц. СnН2n) — нафтеновые углеводы — входят в состав всех фракций нефтей, кроме  газов. В среднем в нефтях различных  типов они содержатся от 25 до 80 % мас. Бензиновые и керосиновые фракции  представлены в основном гомологами циклопентана и циклогексана, преимущественно  с короткими (C1 — С3) алкилзамещенными цикланами. Высококипящие фракции  содержат преимущественно полициклические  гомологи цикланов с 2–4 одинаковыми или разными цикланами сочлененного или конденсированного типа строения. Распределение цикланов по фракциям нефти самое разнообразное. Их содержание растет по мере утяжеления фракций и только в наиболее высококипящих масляных фракциях падает. Можно отметить следующее распределение изомеров цикланов: среди С7 — циклопентанов преобладают 1,2 — и 1,3-диметилзамещенные; С8 — циклопентаны представлены преимущественно триметилзамещенными; среди алкилциклогексанов преобладает доля ди- и триметилзамещенные, не содержащие четвертичного атома углерода.

Цикланы являются наиболее высококачественной составной частью моторного топлива и смазочных  масел. Моноциклические цикланы  придают моторному топливу высокие  эксплуатационные свойства, являются более качественным сырьем в процессах  каталитического реформинга. В составе  смазочных масел они обеспечивают малое изменение вязкости от температуры (т. е. высокий индекс). При одинаковом числе углеродных атомов цикланы  по сравнению с алканами характеризуются  большей плотностью и, что особенно важно, меньшей температурой застывания.

Арены (ароматические  углеводороды) с эмпирической формулой СnНn+2–2Ка (где Ка — число ареновых колец) — содержатся в нефтях обычно в меньшем количестве (15–50 %), чем  алканы и цикланы, и представлены гомологами бензола в бензиновых фракциях. Распределение их по фракцмям различно и зависит от степени  ароматизированности нефти, выражающейся в ее плотность. В легких нефтях содержание аренов с повышением температуры  кипения фракции, как правило, снижается. Нефти средней плотности цикланового  типа характеризуются почти равномерным  распределением аренов по фракциям. В  тяжелых нефтях содержание их резко  возрастает с повышением температуры  кипения фракций. Установлена следующая  закономерность распределения изомеров аренов в бензиновых фракциях: из C8-аренов больше 1,3-диметилзамещенных, чем этилбензолов; С9-аренов преобладают 1,2,4-триметилзамещенные. Арены являются ценными компонентами в автобензине (с высокими октановым  числом), но нежелательными в реактивном топливе и дизельном топливе. Моноциклические арены с длинными боковыми алкильными цепями придают  смазочным маслам хорошие вязкостно-температурные  свойства.

Классификация нефтей, процессов их переработки  и товарных нефтепродуктов

Классификация нефтей. Предложено множество научных классификаций нефтей (химическая, генетическая, технологическая и др.), но до сих пор нет единой международной их классификации.

Химическая классификация. За ее основу принято преимущественно  содержание в нефти одного или  нескольких классов углеводов. Различают 6 типов нефтей: парафиновые, парафино-циклановые, циклановые, парафино-нафтено-ароматические, нафтено-ароматические и ароматические. В парафиновых нефтях (типа узеньской, жетыбайской) все фракции содержат значительное количество алканов: бензиновые — не менее 50 %, а масляные — 20 % и  более. Количество асфальтенов и  смол исключительно мало.

В парафино-циклановых нефтях и их фракциях преобладают  алканы и циклоалканы, содержание аренов и САВ мало. К ним относят  большинство нефтей Урало-Поволжья и Западной Сибири. Для циклановых нефтей характерно высокое (до 60 % и  более) содержание циклоалканов во всех фракциях. Они содержат количество твердых парафинов, смол и асфальтенов. К циклановым относят нефти, добываемые в Баку (балаханская и сураханская) и на Эмбе (доссорская и макатская) и др.

В парафино-нафтено-ароматических  нефтях содержатся примерно в равных количествах углеводы всех трех классов, твердых парафинов не более 1,5 %. Количество смол и асфальтенов достигает 10 %. Нафтено-ароматические нефти характеризуются  преобладающим содержанием цикланов и аренов, особенно в тяжелых фракциях. Алканы содержатся в небольшом количестве только в легких фракциях. В состав этих нефтей входит около 15–20 % смол и  асфальтенов. Ароматические нефти  характеризуются преобладанием  аренов во всех фракциях и высокой  плотностью. К ним относят прорвинскую  в Казахстане и бугурусланскую в  Татарстане.

Технологическая классификация

Нефти подразделяют на:

1) 3 класса (I–III) по  содержанию серы в нефти (малосернистые,  сернистые и высокосернистые), а  также в бензине (начало кипения  — 180 °С), в реактивном топливе  (120–240 °С) и дизельном топливе  (240–350 °С);

2) 3 типа по потенциальному  содержанию фракций, перегоняющихся  до 350 °С (T1–T3);

3) 4 группы по  потенциальному содержанию базовых  масел (М1–М4);

4) 4 подгруппы по  качеству базовых масел, оцениваемому  индексом вязкости (И1–И4);

5) 3 вида по содержанию  парафинов (П1–П3).

Из малопарафинистых нефтей вида III можно получать без  депарафинизации реактивные и зимние дизельные топлива, а также дистиллятные базовые масла. Из парафинистых нефтей П2 без депарафинизации можно  получить реактивное топливо и лишь летнее дизельное топливо. Из высокопарафинистых нефтей П3, содержащих более 6 % парафинов, даже летнее дизельное топливо можно  получить только после депарафинизации.

Предварительную оценку потенциальных возможностей нефтяного  сырья можно осуществить по комплексу  показателей, входящих в технологическую  классификацию нефтей. Однако этих показателей недостаточно для определения  набора технологических процессов, асортимента и качества нефтепродуктов, для составления материального  баланса установок, цехов и нефтеперерабатывающих  заводов в целом и т. д. Для  этих целей в лабораториях научно-исследовательских  институтов проводят тщательные исследование по установлению всех требуемых для  проектных разработок показателей  качества исходного нефтяного сырья, его узких фракций, топливных  и масляных компонентов, промежуточного сырья для технологических процессов  и т. д. Результаты этих исследований представляют обычно в виде кривых зависимости истиной температуры  кипения, плотности, молекулярной массы, содержания серы, низкотемпературных и вязкостных свойств от фракционного состава нефти, а также в форме  таблиц с показателями, характеризующими качество данной нефти, ее фракций и  компонентов нефтепродуктов. Справочный материал с подробными данными по физико-химическим свойствам отечественных нефтей, имеющих промышленное значение, приводится в многотомном издании «Нефти СССР» (М.: Химия, 1971–1974).

Техническая классификация

Для оценки товарных качеств подготовленных на промыслах  нефтей в 2002 г. был разработан применительно  к международным стандартам и  принят новый ГОСТ России Р 51858–2002, в соответствии с которым их подразделяют (классифицируют):

— по содержанию общей  серы на четыре класса (1–4);

— по плотности  при 20 °С на пять типов (0–4);

— по содержанию воды и хлористых солей на 3 группы (1–3);

— по содержанию сероводорода и легких меркаптанов на 3 вида (1–3).

Кроме того, тип  нефти, поставляемой на экспорт, определяется помимо плотности при 15 °С дополнительно  по следующим показателям:

Условное обозначение  марки нефти состоит из четырех  цифр, соответствующих обозначениям класса, типа, группы и вида нефти. Например, нефть марки 2,2Э,1,2 означает, что она  сернистая, поставляется на экспорт, средней  плотности, по качеству промысловой  подготовки соответствует 1-й группе и по содержанию сероводорода и легких меркаптанов — 2-му виду.

Классификация процессов переработки нефти

Технологические процессы нефтеперерабатывающего завода принято  классифицировать на следующие две  группы: физические и химические.

1. Физическими (массообменными) процессами достигается разделение  нефти на составляющие компоненты (топливные и масляные фракции)  без химических превращений и  удаление (извлечение) из фракций  нефти, нефтяных остатков, масляных  фракций, газоконденсата и газов  нежелательных компонентов (полициклических  аренов, асфальтенов, тугоплавких  парафинов), неуглеводных соединений. Физические процессы по типу  массообмена можно подразделить  на типы:

1.1. Гравитационные (Электрообессоливающая утановка).

1.2. Ректификационные (атмосферная трубчатка (перегонка), атмосферно-вакуумная трубчатка,  газофракционирующая установка  и др.).

1.3. Экстракционные (деасфальтизация, селективная очистка,  депарафинизация кристаллизацией).

1.4. Адсорбционные(депарафинизация  цеолитная, контактная очистка).

1.5. Абсорбционные  (абсорбционно-газофракционирующая  установка, очистка от H2S, CO2).

2. В химических  процессах переработка нефтяного  сырья осуществляется путем химических  превращений с получением новых  продуктов, не содержащихся в  исходном сырье. Химические процессы, применяемые на современных нефтеперерабатывающих  заводах, по способу активации  химические реакции подразделяют  на:

2.1. Термические  (термолитические).

2.2. Каталитические.

Термические по типу протекающих химических реакций  можно подразделить на:

2.1.1. Термодеструктивные (термический крекинг, висбрекинг, коксование, пиролиз, пекование,  производство технического углерода  и др.).

2.1.2. Термоокислительные (производство битума, газификация  кокса, углей и др.).

В термодеструктивных процессах протекают преимущественно  реакции распада (крекинга) молекул  сырья на низкомолекулярные, а также  реакции конденсации с образованием высокомолекулярных продуктов, например кокса, пека и др. Каталитические процессы по типу катализа можно классифицировать на следующие типы:

2.2.1. Гетеролитические, протекающие по механизму кислотного  катализа (каталитический крекинг,  алкилирование, полимеризация, производство  эфиров и др.);

2.2.2. Гомолитические, протекающие по механизму окислительно-восстановительного (электронного) катализа (производство  водорода и синтез газов, метанола, элементной серы).

2.2.3 Гидрокаталитические,  протекающие по механизму бифункционального  (сложного) катализа (гидроочистка, гидрокрекинг, каталитический риформинг, изомеризация, гидродеар-я, гидродепафинизация  и др.).

Классификация товарных нефтепродуктов

Нефтеперерабатывающая промышленность вырабатывает исключительно  большой ассортимент (более 500 наименований) газообразных, жидких и твердых нефтепродуктов. Требования к ним весьма разнообразны и диктуются постоянно изменяющимися  условиями применения или эксплуатации того или иного конкретного нефтепродукта. Поскольку требования как к объему производства, так и к качеству товаров диктуют их потребители, то принято классифицировать нефтепродукты  по их назначению, т. е. по направлению  их использования в отраслях народного  хозяйства.

В соответствии с  этим различают:

1. Моторные топлива.

2. Энергетические  топлива.

3. Нефтяные масла.

4. Углеродные и  вяжущие материалы.

5. Нефтехимическое  сырье.

6. Нефтепродукты  специального назначения.

Моторное топливо  в зависимости от принципа работы двигателей подразделяют на:

1.1. Бензины (авиационные  и автомобильные).

1.2. Реактивное топливо.

1.3. Дизельное топливо.

Энергетические  топлива подразделяют на:

2.1. Газотурбинные.

2.2. Котельные и  судовые.

Нефтяные масла  подразделяют на смазочные и несмазочные.

Смазочные масла  подразделяют на:

3.1. Моторные для  поршневых и реактивных двигателей.

3.2. Трансмиссионные  и осевые, предназначенные для  смазки автомобильных и тракторных  гипоидных трансмиссий (зубчатых  передач различных типов) и  шеек осей железнодорожных вагонов  и тепловозов.

3.3. Индустриальные  масла предназначены для смазки  станков, машин и механизмов  различного промышленного оборудования, работающих в разнообразных условиях  и с различной скоростью и  нагрузкой. По значению вязкости  их подразделяют на легкие (швейное,  сепараторное, вазелиновое, приборное,  веретенное, велосит и др.), средние  (для средних режимов скоростей  и нагрузок) и тяжелые (для смазки  кранов, буровых установок, оборудования  мартеновских печей, прокатных  станов и др.).

3.4. Энергетические  масла (турбинные, компрессорные  и цилиндровые) — для смазки  энергетических установок и машин,  работающих в условиях нагрузки, повышенной температуры и воздействия  воды, пара и воздуха. Несмазочные  (специальные) масла предназначены  не для смазки, а для применения  в качестве рабочих жидкостей  в тормозных системах, в пароструйных  насосах и гидравлических устройствах,  в трансформаторах, конденсаторах,  маслонаполненных электрокабелях  в качестве электроизолирующей  среды (трансформаторное, конденсаторное, гидравлическое, вакуумное), а также  такие как вазелиновое, медицинское, парфюмерное, смазочно-охлаждающие жидкости и др.

Углеродные и  вяжущие материалы включают:

4.1. Нефтяные коксы.

4.2. Битумы.

4.3. Нефтяные пеки (связующие, пропитывающие, брикетные,  волокнообразующие и специальные).

Нефтехимическое сырье. К этой группе можно отнести:

5.1. Арены (бензол, толуол, ксилолы, нафталин и др.).

5.2. Сырье для  пиролиза (нефтезаводские и попутные  нефтяные газы, прямогонные бензиновые  фракции, алкен содержащие газы  и др.).

5.3. Парафины и  церезины. Вырабатываются как жидкие (получаемые карбамидной и адсорбционной  депарафинизацией нефтяных дистиллятов), так и твердые (получаемые при  депарафинизации масел). Жидкие парафины  являются сырьем для получения  белкововитаминных концентратов, синтетически  жирных кислот и поверхностно-активных  веществ.

Нефтепродукты специального назначения подразделяют на:

6.1. Термогазойль (сырье  для производства технического  углерода).

6.2. Консистентные  смазки (антифрикционные, защитные  и уплотнительные).

6.3. Осветительный  керосин.

6.4. Присадки к  топливам и маслам, деэмульгаторы.

6.5. Элементная сера.

6.6. Водород и  др.

Теоретические основы и технология процессов первичной  переработки нефти

Подготовка  нефти к переработке

Нефть, извлекаемая  из скважин, всегда содержит в себе попутный газ, механические примеси  и пластовую воду, в которой  растворены различные соли, чаще всего  хлориды натрия, кальция и магния, реже — карбонаты и сульфаты. Обычно в начальный период эксплуатации месторождения добывается безводная  или малообводненная нефть, но по мере добычи ее обводненность увеличивается  и достигает 90…98 %. Очевидно, что  такую «грязную» и сырую нефть, содержащую к тому же легколетучие органические (от метана до бутана) и  неорганические (H2S, CO2) газовые компоненты, нельзя транспортировать и перерабатывать на нефтеперерабатывающих заводах  без тщательной ее промысловой подготовки.

Нефть подготавливается к переработке в 2 этапа — на нефтепромысле и на нефтеперерабатывающем  заводе с целью отделения от нее  попутного газа, механических примесей, воды и минеральных солей.

Обессоливание нефтей на нефтеперерабатывающем заводе. В  связи с продолжающимся укрупнением  комбинированием технологических  установок и широким применением  каталитических процессов требования к содержанию хлоридов металлов в  нефтях, поступающих на переработку, неуклонно повышаются. При снижении содержания хлоридов до 5 мг/л из нефти  почти полностью удаляются такие  металлы, как железо, кальций, магний, натрий и соединения мышьяка, а содержание ванадия снижается более чем  в 2 раза, что исключительно важно  с точки зрения качества реактивных и газотурбинных топлив, нефтяных коксов и др. нефтепродуктов. На современном  отечественном нефтеперерабатывающем  заводе считается вполне достаточным  обессоливание нефтей до содержания хлоридов 3...5 мг/л и воды до 0,1 % мас.

Чистая нефть, не содержащая неуглеводных примесей, и  пресная вода взаимно нерастворимы, и при отстаивании эта смесь  легко расслаивается. Однако при  наличии в нефти таковых примесей система нефть–вода образует трудноразделимую нефтяную эмульсию.

Эмульсии представляют собой дисперсные системы из двух взаимно мало- или нерастворимых  жидкостей, в которых одна диспергирована в др. в виде мельчайших капель (глобул). Жидкость, в которой распределены глобулы, является дисперсионной средой, а диспергированная жидкость — дисперсной фазой. Различают два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде (Н/В) —  гидрофильная и вода в нефти (В/Н) — гидрофобная. В первом случае нефтяные капли образуют дисперсную фазу внутри водной среды, во втором — капли  воды образуют дисперсную фазу в нефтяной среде.

Образование эмульсий связано с поверхностными явлениями  на границе раздела фаз дисперсной системы, прежде всего поверхностным  натяжением. Поверхностно-активные вещества обладают способностью понижать поверхностное  натяжение. Это свойство обусловлено  тем, что добавленное поверхностно-активное вещество избирательно растворяется в  одной из фаз дисперсной системы, концентрируется и образует адсорбционный  слой — пленку поверхностно-активного  вещества на границе раздела фаз. Снижение поверхностного натяжения  способствует увеличению дисперсности дисперсной фазы, а образование адсорбционного слоя — своеобразного панциря  на поверхности глобул — препятствует и коалесценции при отстаивании. Вещества, способствующие образованию  и стабилизации эмульсий, называются эмульгаторами; вещества, разрушающие  поверхностную адсорбционную пленку стойких эмульсий, — деэмульгаторами.

Эмульгаторами обычно являются полярные вещества нефти, такие  как смолы, асфальтены, асфальтеновые  катализаты и их ангидриды, соли нафтеновых кислот, а также различные органические примеси. Установлено, что в образовании  стойких эмульсий принимают участие  также различные твердые углеводы — парафины и церезины нефтей. Тип  образующейся эмульсии в значительной степени зависит от свойств эмульгатора: эмульгаторы, обладающие гидрофобными свойствами, образуют эмульсию типа В/Н, т. е. гидрофобную, а эмульгаторы  гидрофильные — гидрофильную эмульсию типа Н/В. В промысловой практике чаще всего образуется гидрофобная  эмульсия, т. к. эмульгаторами в этом случае являются растворимые в нефти  смолисто-асфальтеновые вещества, соли органических кислот, а также тонкоизмельченные  частицы глины, окислов металлов и др. Эти вещества, адсорбируясь на поверхности раздела нефть–вода, попадают в поверхностный слой со стороны нефти и создают прочную  оболочку вокруг частиц воды. Наоборот, хорошо растворимые в воде и хуже в углеводах гидрофильные эмульгаторы типа щелочных металлов нефтяных кислот (продукт р-ции при щелочной очистке) адсорбируются в поверхностном слое со стороны водной фазы, обволакивают капельки нефти и таким образом способствуют образованию гидрофильной нефтяной эмульсии.

Разрушение нефтяных эмульсий применением деэмульгаторов, представляющих собой синтетические  поверхностно-активные вещества, обладающих по сравнению с содержащимися  в нефтях природными эмульгаторами  более высокой поверхностной  активностью, может быть результатом:

1) адсорбционного  вытеснения с поверхности глобул  воды эмульгатора, стабилизирующего  эмульсию;