CC BY
16углеводородов <15масс. %, имеют цетановое число > 50. По экологическим и эксплуатационным характеристикам это на сегодняшний день лучшее, но и самое дорогое нефтяное дизельное топливо [2].
Безусловно, экологические характеристики моторных топлив могут быть кардинально улучшены, если в качестве исходного сырья для их производства рассматривать не нефтяное сырье, а природный газ, который не содержит сернистых компонентов, ароматических соединений и тяжелых металлов.
Литература
1. Шурупов С. В. Углубленная переработка углеводородов // Газовая промышленность, 2003, № 10. - С. 74-79.
2. Магарил Р. З. Теоретические основы химических процессов переработка нефти. -М.: Химия, 1985, С. 279.
Характеристика нефтей до выделения эмульгаторов
1 2 Сатторов М. О. , Шомуродов А. Ю.
1Сатторов Мирвохид Олимович /БаНогоу Mirvohid 01тоу1ек - преподаватель;
2Шомуродов Азамат Юлдашевич /Shomuгodov Лшта1 Yuldashevich - преподаватель, кафедра технологии нефтехимической промышленности, факультет химической технологии, Бухарский инженерно-технологический институт, г. Бухара, Республика Узбекистан
Аннотация: в статье рассматривается характеристика местных нефтей до выделения эмульгаторов и даны результаты отмывки их с керосином и петролейным эфиром.
Ключевые слова: эмульсия, эмульгатор, петролейный эфир, асфальтен, керосин, бензол, парафин.
Эмульсию пластовой воды и нефти готовили смешением обеих фаз на гомогенизаторе при частоте вращения 3000 об/мин в течение 5 мин. Эмульгаторы выделяли из эмульсии многократной промывкой последней в делительной воронке растворителем в соотношении 1:2 (эмульсия нефти: растворитель). В качестве растворителя применяли петролейный эфир или сначала керосин, а потом петролейный эфир (видоизмененный метод). После отделения воды из эмульсии, отмытой от нефти, извлекали часть эмульгатора, растворимую в бензоле, сушили и определяли ее выход. При применении в качестве растворителя нефти керосина выделенные глобулы эмульсии перед обработкой бензолом промывали несколько раз петролейным эфиром для удаления остатков керосина [1]. Не растворимую в бензоле часть эмульгатора промывали в воронке Бюхнера дистиллированной водой для удаления из нее неорганических солей. Результаты выделения эмульгаторов из эмульсий исследованных нефтей приведены в табл. 2. Джаркакская нефть почти не содержит асфальтенов, поэтому не было необходимости промывать ее керосином.
Характеристика Нефть
Жаркурганская Шурчинская Джаркакская
Плотность р20/4 , г/см3 0,867 0,893 0,843
Молекулярная масса 207 277 354
Вязкость, мм2 /с
при 20 °С 18,0 41,6 -
при 50 °С 6,54 10,9 15,45
Содержание, % (масс.)
силикагелевых смол 11,6 20,3 14,0
асфальтенов 4,16 5,2 0,24
механических примесей 0,05 0,03 0,045
серы 1,62 2,96 0,25
азота 0,15 0,23 0,16
парафина 5,0 4,9 19,6
Температура плавления парафина, °С 50 47 54
Кислотное число, мг КОН/г 0,18 0,13 0,06
Таблица 2. Результаты выделения эмульгаторов из эмульсий нефтей, % на безводную нефть
Нефть Растворитель Эмульгаторы
растворимые в бензоле не растворимые в бензоле всего
Жаркурганская Керосин 0,51 0,27 0,78
Петролейный эфир 3,88 0,40 4,28
Шурчинская Керосин 0,26 0,08 0,34
Петролейный эфир 1,61 0,18 1,79
Джаркакская 0,73 0,06 0,79
Из табл. 2 видно, что при отмывке от глобулы воды петролейным эфиром из Жаркурганской и Шурчинской нефтей выделено в 5,5— 5,3 раза больше эмульгатора, чем после экстракции керосином. Такое большое увеличение количества эмульгаторов, выделенных при применении петролейного эфира, объясняется осаждением из нефти асфальтенов. Содержание в эмульгаторах веществ, растворимых в бензоле, в два-три раза больше, чем нерастворимых. Не растворимая в бензоле часть эмульгатора состоит из смеси органических веществ (карбены, карбоиды и др.) и неорганических (глина, песок и др.).
Состав растворимых в бензоле эмульгаторов, выделенных из эмульсий обработкой керосином и петролейным эфиром, сильно различается. Молекулярная масса эмульгаторов, выделенных с применением керосина, в 1,5—2,8 раза меньше, чем выделенных с применением эфира. Они содержат меньше асфальтенов (особенно эмульгаторы Шурчинской нефти), больше парафина и смол, и заметно отличаются по элементному составу; содержание водорода в них выше. В эмульгаторах Джаркакской нефти в основном содержатся высокоплавкие углеводороды: содержание парафина составляет 48,2 % с температурой плавления 64—89 °С, асфальтенов 24,7 % и смол — 23,4 %. Смол силикагелевых в эмульгаторах Джаркакской нефти в 2—3 раза больше чем в эмульгаторах, выделенных из Жаркурганской и Шурчинской нефти [2].
Литература
1. Сатторов М. О. Разрушение устойчивых эмульсий местных нефтей Узбекистана. // Наука, техника и образование. 2016. № 2 (20). С. 61-63.
2. Сатторов М. О. Особенности состава и свойств устойчивых водонефтяных эмульсий местных нефтей. // Молодой ученый. № 2 (60) 2016. С. 219-221.
Исследование изменения устойчивости водонефтяных эмульсий
местных нефтей
12 Сатторов М. О.1, Шомуродов А. Ю.2
1 Сатторов Мирвохид Олимович /Sattoгov Mirvohid 0limovich - преподаватель;
2Шомуродов Азамат Юлдашевич /Shomuгodov Лzamat Yuldashevich - преподаватель, кафедра технологии нефтехимической промышленности, факультет химической технологии, Бухарский инженерно-технологический институт, г. Бухара, Республика Узбекистан
Аннотация: в статье рассматривается изменение устойчивости водонефтяных эмульсий местных нефтей с добавлением деэмульгатора.
Ключевые слова: эмульсия, деэмульгатор, олеозол, старение нефтяных эмульсий, коагуляция.
Устойчивость большинства нефтяных эмульсий типа В/Н со временем возрастает, т. е. эмульсия стареет. В данном случае понятие «старение» эмульсии ничего общего не имеет с понятием старения коллоидных растворов. Для разрушения эмульсии после старения требуются более жесткие условия и увеличенный расход эффективного деэмульгатора.
Мы считаем, что содержащиеся в заэмульгированной в нефти пластовой воде растворенные соли (№0, MgQ2, Са02 и др.), которые являются сильными электролитами, способствуют быстрой коагуляции и гелеобразованию эмульгаторов, находящихся в нефти в виде олеозоля и концентрирующихся на межфазной поверхности глобул воды [1].
Из практики известно, что пластовая минерализованная вода образует с нефтью более устойчивые и быстро стареющие эмульсии, чем пресная вода. Об изменении механической прочности образующегося межфазного слоя можно судить по максимальному напряжению сдвига на границе раздела нефть — вода (Рт), измеренному через определенные промежутки времени.
На рис. 1 показано изменение механической прочности межфазного слоя на границе нефть —пластовая вода при 20 С без деэмульгатора и с добавкой его. Как видно из графика, механическая прочность слоя, судя по предельному напряжению сдвига Рт, достигает максимального значения за 24 ч, т. е. идет интенсивное старение межфазного слоя. При добавке дезмульгатора скорость старения значительно замедляется.
Наибольшее снижение прочности слоя (почти в 4 раза) нефтей наблюдается при повышении температуры от 20 до 30 С. Следует отметить, что механическая прочность межфазного слоя Джаркакской и Шурчинской нефтей в этом температурном интервале снижается незначительно. Особенно сильно снижается прочность слоя при добавлении к воде ПАВ — деэмульгаторов; чем эффективнее деэмульгатор, тем в большей степени снижается прочность межфазного слоя.
