Изучение изменения устойчивости нефтяных эмульсий воды в нефти (в/н) Текст научной статьи по специальности «Технологии материалов»

Изучение изменения устойчивости нефтяных эмульсий воды в нефти (В/Н) Ямалетдинова А. А.1, Абдуллаева Ш. Ш.2

1 Ямалетдинова Айгуль Ахмадовна / Yamaletdinova Aygul Ahmadovna — преподаватель;

2Абдуллаева Шохиста Шухратовна /Abdullayeva Shohista Shuhratovna - преподаватель, кафедра технологии нефтехимической промышленности, факультет химической технологии, Бухарский инженерно-технологический институт, г. Бухара, Республика Узбекистан

Аннотация: в статье изучено изменение устойчивости нефтяных эмульсий воды в нефти (В/Н) на границе нефть —пластовая вода при 20°С без деэмульгатора и с добавкой его. Ключевые слова: эмульсия, деэмульгатор, растворитель, адсорбция, олеофильные золи.

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.

Как указывалось выше, основным стабилизирующим фактором нефтяных эмульсий В/Н является прочный структурно-механический барьер вокруг глобул воды, образованный в результате адсорбции на межфазной поверхности гидрофобных веществ — эмульгаторов и стабилизаторов, содержащихся в нефти преимущественно в виде коллоидного раствора — олеофильного золя или в виде высокодиспергированных частиц.

Согласно современным представлениям, нефть, а также тяжелые и остаточные ее фракции содержат высокомолекулярные углеводородные и неуглеводородные соединения в виде физико-химических ассоциатов. От размеров этих ассоциатов, определяемых свойствами среды и воздействием внешних факторов, зависят свойства всей нефтяной дисперсной системы [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.

Исследовано изменение механической прочности межфазных слоев на границе нефть — вода во времени для нескольких нефтей, образующих устойчивые эмульсии. Исследование проводили по методике, разработанной в ИОНХАН РУз, с использованием прибора СНС-2. Механическая прочность межфазного слоя характеризуется предельным напряжением сдвига Рт, определяемым по углу закручивания вольфрамовой нити, на которой подвешен стеклянный диск, находящийся на границе раздела нефть — вода. Экспериментально измерена механическая прочность межфазного слоя на границе нефть — вода через 5, 10, 100, 300, 1000 и 1500 мин. после формирования слоя. Все испытанные нефти, весьма различные по своему составу и свойствам, образуют при интенсивном перемешивании с водой (пластовой и дистиллированной) устойчивые эмульсии.

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.

Механическая прочность межфазного слоя высокопарафинистых нефтей, как и следовало ожидать, снижается с увеличением температуры в большей степени, чем других нефтей. 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 ромашкинской и арланской 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.

Рис. 1. Изменение механической плотности межфазного слоя на границе нефть — пластовая вода от времени выдержки с различными деэмульгаторами (расход 50 г/т при 20° С): 1 — без деэмульгатора; 2 — дипроксамин 157; 3 — проксанол 305; 4 — диссольван 4411

Старение нефтяных эмульсий имеет большое практическое значение для подготовки нефти к переработке, так как свежие эмульсии разрушаются значительно легче и при меньших затратах, чем после старения [2].

Литература

1. Громов В. П. Разрушение эмульсий при добыче нефти. М.: Недра, 1974. С. 241.

2. Рябов В. Д. Физико-химические методы исследования углеводородов и других компонентов нефти // М.: ГАНГ, 2006. С. 31.

Изучение процесса риформинга и подготовки нефтепродукта

Хужжиев М. Я.

ХужжиевМаъмурЯнгибаевич/HujjiyevMa'mur Yangibayevich - преподаватель, кафедра технологии нефтехимической промышленности, факультет химической технологии, Бухарский инженерно-технологический институт, г. Бухара, Республика Узбекистан

Аннотация: в статье изучено изменение содержания и физико-химических параметров углеводородов в процессе риформинга.

Ключевые слова: водород, риформинг, циклоалкан, катализатор, фракция.

В качестве сырья каталитического риформинга применяют бензиновые фракции с началом кипения 60°С и выше и концом кипения не выше 180°С. Фракции, выкипающие ниже 60°С, нет смысла подвергать риформированию, так как в них не содержится ни циклоалканов, ни алканов, способных перейти в арены (ароматические углеводороды), а есть только углеводороды с числом атомов углерода менее шести, превращающиеся в условиях процесса в углеводородный газ. Это балластные фракции, повышающие нагрузку установки, увеличивающие выход газа, при этом на газообразование расходуется водород. Утяжеление фракционного состава сырья выше 180°С приводит к росту скорости отложения кокса на катализаторе, вследствие чего сокращается его срок службы. В зависимости от назначения установки применяют бензиновые фракции с различными пределами выкипания. Для производства высокооктанового компонента бензина используют фракции 85 - 180°С и 105 - 180°С; для получения индивидуальных углеводородов: бензола - фракцию 60 - 85°С, толуола - 85 -105°С, ксилолов - 105 - 140°С; смеси бензола, толуола, ксилолов - 62 - 140°С, а при одновременном получении и аренов и высокооктанового бензина - фракцию 62 - 180°С.

Углеводородный состав сырья оказывает влияние на выход катализатор риформинга и содержание в нем аренов, а также на выход водорода в процессе риформинга и на тепловой эффект реакции. Чем больше циклоалканов и аренов содержится в сырье, тем выше выход бензина риформинга. Это связано с тем, что скорость реакций дегидрирования циклоалканов во много раз больше скорости дегидроциклизации алканов [1]. В результате на катализаторе в первую очередь протекают превращения нафтеновых углеводородов (рис. 1).