Состав природных стабилизаторов водонефтяных эмульсий и его влияние на процесс подготовки нефти.

У нефтяных эмульсий с асфальтеновым типом эмульгатора, оболочки таких эмульсий представлены эффективными и работают в широком диапазоне температур от 5оС до 700оС, процесс разрушения идет при помощи реагентамов-деэмульгаторов типа диссолван 4411.
При разрушении нефтяных эмульсий с парафиновым типом стабилизатора идет резкое увеличение удельного расхода деэмульгатора 4411 при температуре разрушения ниже 200оС. [1]
При увеличении доли механических примесей в составе «бронирующих» оболочек происходит повышение стойкости нефтяных эмульсий и значительно увеличивается расходное количество деэмульгаторов.
Глава 2. Разрушение водонефтяных эмульсий реагентами-деэмульгаторами

Механизм действия разрушения водонефтяных эмульсий реагентами-деэмульгаторами.
Реагент-деэмульгаторы широко применяются для разрушения водонефтяных эмульсий. Роль этих реагентов сводится к превращению эмульсии из устойчивого состояния в кинетически неустойчивую крупнодисперсную систему, которую можно разложить на слои.
Нет единого мнения среди ученых о механизме их действия реагентов-деэмульгаторов, хотя они получили в практике большое применение.
В научном мире известны гипотезы, объясняющие механизмы действия демульгаторов. Рассмотрим первую гипотезу - гипотезу Ребиндера П.А. [3]: реагент-деэмульгатор изменяет свойства поверхностей раздела между непрерывной и дисперсной фазами, в результате чего, снижается поверхностное натяжение у жидких фаз, природные стабилизаторы нефти вытесняются с границ раздела жидкой и твердой фазы.
Согласно второй гипотезе реагенты-деэмульгаторы снимают электрические поля с глобул воды, которые до этого мешали слиянию капель. Реагент деэмульгатор влияет на комплексообразование между гидрофобными стабилизаторами и гидрофильными СПАВ-деэмульгаторов. В результате этих процессов стабилизаторы не могут эмульгировать воду. Эта теория носит имя теории Де Грота.
Согласно третьей гипотезе - гипотезе Неймана, разрушение эмульсий происходит в коллоидной фазе. Это коллоидно-физические процессы, следовательно, главную роль играет не химический состав деэмульгатора, а его физико-химические, коллоидные, свойства [2].
В последнее время объектами исследования ученых стали природные стабилизаторов нефтяных эмульсий, которые нашли практическое применение у нефтей Западной Сибири, Урала и Поволжья. Особую роль тут играют асфальтены и смолы. По работам ученых установлено, что стабилизация водонефтяных эмульсий осуществляется асфальтенами в определенной степени коллоидной дисперсности, определяемой содержанием в нефтях ароматических соединений и группы веществ, называемых дефлокулянтами асфальтенов. К ним относятся нафтеновые и асфальтогеновые кислоты, порфириновые комплексы металлов, а также полярные, малополярные и неполярные компоненты нефтей. Для высокопарафинистых нефтей основными стабилизаторами нефтяных эмульсий являются микрокристаллы парафина и церезина. Таким образом, становится ясной определяющая роль поверхностно-активных соединений, входящих в состав высокомолекулярной части нефти, в образовании и стабилизации водонефтяных эмульсий, а также в формировании физико-химических и коррозионных свойств системы нефть-вода-газ.  
Основные методы деэмульсации разделяются по месту ввода деэмульгатора на:
1. Введение реагентов-деэмульгаторов непосредственно в скважину.
2. Введение реагентов-деэмульгаторов в выкидную линию.
3. Введение реагентов-деэмульгаторов в резервуар.
4. Введение реагентов-деэмульгаторов на насос непосредственно с эмульсией в устройство, где происходит нагревание. [5]
Наиболее эффективным из всех перечисленных методов является метод подачи реагента-деэмульгатора непосредственно в скважину. При введении реагента-деэмульгатора в выкидную линию скважины также является эффективным. Экономия времени, которое тратится на образование эмульсии, наличия газовой фазы в системе, обеспечивают качественную турбуленцию реагентов, что положительно влияет на выход реакции. В близи скважины температура увеличивается, следовательно, протекание химических реакций ускоряется, разложения эмульсии идет быстрее. В зависимости от химического состава нефтей – нет необхдимости подогревать реагенты. При введении реагента-деэмульгатора на насос, который дозирует